Остаточное нефтенасыщение

Cтраница 3

Зависимости подвижного водонасыщения промытой зоны ( А в - К во от значений параметра П, продифференцированные по проницаемости. [31]

Важным обстоятельством является тот факт, что зависимость остаточного нефтенасыщения от условий вытеснения ( параметра П) для прискважинной области оказалась более существенной, чем аналогичные зависимости, полученные в условиях лабораторного эксперимента, однако вид зависимостей оказался идентичным ( см. разд. [32]

За рубежом предложено около десяти методических решений определения остаточного нефтенасыщения, основанных на применении технологии КЗК, в которых предусматривается оттеснение нефти из прискважинной зоны продуктивного пласта, различающихся лишь тем, что в пласт закачиваются различные вытесняющие агенты. [33]

Эти отличия сказываются на характеристиках промытой зоны и остаточном нефтенасыщении. В то же время, получение прогнозных значений остаточного нефтенасыщения в реальных пластовых условиях необходимо при проектировании методов воздействия на ранней стадии обводненности залежи. Анализ промысловых данных показывает, что при вытеснении нефти фильтратом глинистого раствора условия вытеснения изменяются в широких пределах. Так, скорость вытеснения изменяется от 10 7 до 10 1 м / сут. [34]

На рис. 48 в качестве иллюстрации приведены результаты сопоставления коэффициента остаточного нефтенасыщения по промытому керну и промытой зоне с коэффициентом проницаемости коллектора. По оценочным скважинам Туймазинского месторождения [5], как видно из рис. 48, в области высоких значений проницаемости ( 1 мкм2 и более) значения остаточного нефтенасыщения по промытому керну и промытой зоне практически совпадают. [35]

Зависимости изменений ОНИ во времени в зоне исследования МБК при различных значениях параметра П. [36]

Как следует из рис. 44, при малых значениях параметра П остаточное нефтенасыщение в промытой зоне минимально и практически постоянно для всей промытой зоны. По мере увеличения параметра П наблюдается рост остаточного нефтенасыщения в промытой зоне. Кроме того, с увеличением параметра П изменяется и сам характер промытой зоны. В частности, начиная с некоторого значения П, нефте-насыщенность в полностью промытой зоне начинает незначительно возрастать, что свидетельствует о начале процесса капиллярного расформирования зоны проникновения. Поскольку остаточное нефтенасыщение в силу самого понятия этого коэффициента - величина постоянная, то в совместном процессе формирования и расформирования зоны проникновения при оценке остаточного нефтенасыщения по данным промысловой геофизики необходимо отделить стадию образования остаточной нефти от стадии ее нарушения за счет капиллярной пропитки. [37]

Из соотношения (7.1) следует, что в отличие от случая лабораторного образца остаточное нефтенасыщение промытой области зоны проникновения определяется дополнительными параметрами q ( t), гс, тк. Последний параметр указывает на непостоянство остаточного нефтена-сыщения в промытой зоне. [38]

Бриан, анализируя механизмы влияния продуктов, вызывающих снижение поверхностного натяжения, на остаточное нефтенасыщение, показал, что снижая капиллярное давление до величины, близкой к нулю, можно привести к положению, когда одна жидкость, обычно вода, будет подстилаться под второй. Для этого необходимо, чтобы капиллярное давление стало меньше, чем разность давлений между концами капилляра, в котором захвачена нефть. Однако образование капелек нефти, диспергированных в воде, сопряжено с опасностью вызвать эффекты Жамена: если в капилляре существует большое число последовательных поверхностей раздела, влияния гистерезиса смачивания суммируются и могут достигнуть очень больших величин. [39]

Из совокупности методов выбирается стандартный геофизический метод, который в максимальной степени характеризует среднее остаточное нефтенасыщение. При помощи этого метода проводится экстраполяция на участке пласта, где не проводились специальные методы исследования. Таким образом получают карты распределений среднего остаточного нефтенасыщения обводненных залежей. [40]

Влияние коллекторских свойств определяется параметром lK / mk, с увеличением значений этого параметра остаточное нефтенасыщение падает. [41]

Для уменьшения степени риска при проектировании методов повышения нефтеотдачи используют комплексную многоступенчатую процедуру оценки остаточного нефтенасыщения. На первом этапе, используя балансовый метод, проводят грубую оценку остаточных запасов нефти. Значительное остаточное нефтенасыщение, определенное методом баланса, служит основным для следующего этапа оценки остаточного нефтенасыщения. Далее остаточное нефтенасыщение определяется с использованием широкого комплекса данных анализа керна, обычных геофизических методов исследования, методов, основанных на системе КЗК, методом индикатора обратной промывки. По данным комплекса методов определяют уточненное среднее значение остаточного нефтенасыщения. [42]

Цель эксперимента: 1) определить, возможно ли горение вблизи нагнетательной скважины при остаточном нефтенасыщении 0 06 после обработки пласта паром; 2) определить возможность поддержания внутрипластового горения в пласте после вытеснения нефти паром. Результаты эксперимента указывают на возможность горения и при столь низких значениях ОНИ. [43]

Если керн был взят в процессе бурения с глинистым раствором на водяной основе, то остаточное нефтенасыщение, устанавливаемое при анализе керна и откорректированное на усадку нефти, связанную с выделением газа, дает только минимум первоначального нефтесодержания, которое может в 2 - 3 раза превышать результат проведенного анализа. [44]

Приведенный анализ показал, что величины А 0и Кв при неавтомодельном вытеснении не влияют на остаточное нефтенасыщение, а следовательно и на Квпп. После несложных преобразований легко получить окончательное соотношение, связывающее остаточное нефтенасыщение с коллекторскими свойствами и условиями вытеснения. [45]

Страницы: 1 2 3 4