Остаточная нефтенасыщенность
Cтраница 3
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности ( 5ОГ) для формулы (12.6) определяется по корреляционным связям остаточной нефтенасыщенности и вязкости пластовой нефти, предложенным Р. К. Крейзом, С. Е. Бекли и Я. Я. Арпсом ( R. [31]
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на рассеянную нефть в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой нефтенасыщенностью ( но ниже начальной) слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также обособленные линзы в разрезе и зоны ( участки) в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточной нефтенасыщенности, а также при большом различии свойств нефти, воды и газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности. Кратко причины образования остаточной нефти и пути ее извлечения представлены ниже. [32]
Наличие большой остаточной нефтенасыщенности позволяет создать в обводненном плдсте движущийся очаг влажного горения. [33]
На остаточную нефтенасыщенность пласта влияют как геолого-физические, так и технологические факторы. Анализ данных табл. 53 показывает, что текущая нефтенасыщенность промытого пласта в застойных зонах при прочих равных условиях зависит от скорости подъема ВНК. Так при высоких скоростях подъема ВНК остаточная нефтенасыщенность оказывается значительно меньшей. Это, по-видимому, связано с большими отборами жидкости и поэтому с лучшей выработкой участков, где фиксируется более быстрое продвижение ВНК. [35]
 |
Зависимости начальной перенасыщенности SH or проницаемости k для двух неоднородных пластов ( 1 и 2. [36] |
Западной Сибири остаточная нефтенасыщенность практически не зависит от проницаемости ( а также от пористости), начальной нефтенасыщенности и по всем зонам месторождения является величиной постоянной. [37]
 |
Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой. [38] |
Зон - конечная остаточная нефтенасыщенность; Уф - объем пласта, считая от первоначального положения ВНК до фронта ВНК. [39]
Следовательно, остаточная нефтенасыщенность истощенного пласта изменяется обратно пропорционально содержанию связанной воды. Правда, здесь следует упомянуть о том, что начальное содержание воды в пласте оказывает влияние на образование вала нефти впереди фронта вытесняющей воды. Если содержание воды превышает некоторое критическое значение, вал нефти на фронте нагнетаемой воды может не образоваться. [40]
Для определения остаточной нефтенасыщенности используются как лабораторные методы вытеснения нефти водой, так и определения по кернам, промытым при выбуривании фильтратом глинистого раствора. [41]
Величину коэффициента остаточной нефтенасыщенности нельзя определять: а) при отсутствии промытой зоны пласта, что имеет место при малом времени контактирования пласта с промывочное жидкостью или небольшом избыточном перепаде давления в систем скважина - пласт; б) при несформировавшейся полностью промыто зоне, так как в этом случае по БМК получают не остаточную неф-тенасыщенность, а некоторую текущую, в которую помимо остаточной входит и подвижная нефть; в) когда исследования методами БМК и ОПК проведены в разное время при различных скважинны условиях. [42]
Методы определения остаточной нефтенасыщенности в обводненных частях пласта рассматриваются в последующих разделах этой главы. [43]
Общее уменьшение остаточной нефтенасыщенности при воздействии на пласт свободной двуокисью углерода определяется по данным экспериментов по вытеснению на модели. [44]
Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по частично обводненным скважинам дает представление о степени вымывания нефти водой в первоначальный период продвижения водонефтяного контакта. [45]
Страницы: 1 2 3 4