Остаточная нефтенасыщенность

Cтраница 4

Изменение вида модифицированных относительных проницаемостей для логнормального распределения абсолютной проницаемости при различном среднеквадратичном опиюнении. [46]

Сведения по остаточной нефтенасыщенности скудны. [47]

Показатели разработки опытного участка. [48]

При оценке остаточной нефтенасыщенности по пластам в скважине по электрометрии используются данные по пористости и структурный показатель - с, показатель смачиваемости - п, определяемые по данным лабораторных анализов для использования при расчетах по уравнению Арчи. [49]

Понятие об остаточной нефтенасыщенности недостаточно определено. Остаточная нефтенасыщенность зависит от многих факторов, в основном - от структуры пористой среды, ее пористости и проницаемости, от физических свойств пористой среды и нефти, природы и свойств вытесняющего ее агента и темпа вытеснения, от механизма действия пластовых сил и, наконец, от экономически выгодного предела дебита скважин. [50]

Совместный анализ остаточной нефтенасыщенности по оценочным скважинам, распределения объемных запасов, приходящихся на одну скважину, и использование моделей, представляющих зависимость текущей нефтеотдачи от геологических и технологических параметров, позволили оценить степень и причины отклонения фактической текущей нефтеотдачи от физически возможной. [51]

Массовые определения остаточной нефтенасыщенности в оценочных скважинах позволяют оценить среднюю нефтеотдачу промытого пласта. Остаточная нефтенасыщенность промытого пласта зависит от его литологической характеристики и особенно технологии разработки. [52]

Результаты расчета остаточной нефтенасыщенности в зависимости от угла наклона пласта и плотности вытесняющей фазы представлены в табл. 3.1. При этом для большей наглядности рассмотрен предельный случай нулевого значения плотности вытесняющей жидкости. Отсутствие решения отвечает той ситуации, когда условие (3.11) выполняется, а условие (3.13) нет. [53]

Полученная величина остаточной нефтенасыщенности ( 28 %) по пластам С, Civ, Cvio одинакова для всего участка в целом. По пласту Cvi остаточная нефтенасыщенность 33 % может быть принята для южного и северного полей. [54]

При оценке остаточной нефтенасыщенности & но геофизическими методами предполагается, что процесс вытеснения нефти в зоне проникновения при ее формировании аналогичен процессу вытеснения нефти водой на водонеф чном контакте при активном водонапорном режиме разработки залежи. Преимущество геофизических методов оценки kHO заключается в том, что они позволяют определять коэффициент остаточной нефтенасыщенности, а следовательно, и коэффициент вытеснения в различных коллекторах как до начала, так и в процессе ее разработки. [55]

Для оценки остаточной нефтенасыщенности пластов в скважинах также используется метод каротаж-закачка различных растворов как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах. [56]

Определяемые по начальной и остаточной нефтенасыщенности величины коэффициентов нефтеотдачи характеризуют нефтеотдачу в отдельных точках пласта. [57]

В этом случае остаточная нефтенасыщенность во всем объеме газоносной части залежи отсутствует. В других условиях в уже нефтеносную ловушку поступает газ и оттесняет нефть в нижнюю часть ловушки. При таком механизме во всем объеме газоносной части залежи сохраняется остаточная нефтенасыщенность. Кроме того, если степень заполненности ловушки нефтью велика, а газа поступает много, то часть нефти оттесняется за пределы ловушки. Однако вся нефть не может быть вытеснена; ниже гипсометрического замка ловушки всегда сохраняется так называемая невытесняемая оторочка, мощность которой определяется капиллярным давлением внедрения нефти в коллектор. Наличие такой оторочки является диагностическим показателем того, что вытеснение нефти из ловушки действительно имело место. Газа, растворенного в нефти, даже при наивысшей степени ее дегазации недостаточно для формирования нефтегазовой залежи с О. [58]

Страницы: 1 2 3 4