Определение - остаточная нефтенасыщенность
Cтраница 1
Определение остаточной нефтенасыщенности в заводненных частях залежей, содержащих высокопарафинистую нефть, как показывают исследования ВНИИ, возможно также по данным анализа кернов, отобранных из пластов при бурении скважин на охлажденном водном растворе. [1]
Для определения остаточной нефтенасыщенности используются как лабораторные методы вытеснения нефти водой, так и определения по кернам, промытым при выбуривании фильтратом глинистого раствора. [2]
Методы определения остаточной нефтенасыщенности в обводненных частях пласта рассматриваются в последующих разделах этой главы. [3]
Исследования по определению остаточной нефтенасыщенности необходимо проводить по скважинам, в которых эксплуатационная колонна герметична и отсутствует законная циркуляция жидкости между изучаемым пластом и неперфорированным пластом-коллектором. [4]
К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности / / Докл. [5]
Влияние смачиваемости необходимо учитывать во всех лабораторных опытах по определению остаточной нефтенасыщенности, капиллярного давления и других характеристик. Замечено, что при экстрагировании кернов в растворителях значительно изменяются их физические свойства, очевидно в результате изменения характеристик смачивания породы. [6]
В настоящее время за рубежом предложено порядка десяти методических решений определения остаточной нефтенасыщенности, основанных на применении технологии каротаж - закачка - каротаж, в которых предусматривается оттеснение нефти из прискважинной зоны продуктивного пласта, отличающихся лишь тем, что в пласт закачиваются различные вытесняющие агенты. [7]
Из анализа результатов исследований прослеживается и ограничение метода ИНГК по определению остаточной нефтенасыщенности по времени жизни тепловых нейтронов из-за влияния литологии и как следствие незнание времени жизни тепловых нейтронов в скелете породы. [8]
Эффективность применения ПАВ по оценочным скважинам может быть установлена по результатам определения остаточной нефтенасыщенности кернов и геофизическими методами. [9]
Одной из основных методических трудностей, особенно - в опытах с образцами длиной и диаметром 2 см, является определение остаточной нефтенасыщенности образцов после опыта. Остаточная нефть чаще всего находилась весовым способом [3, 6], при этом расчеты были уточнены с учетом уменьшения массы образца в ходе опыта, закачки различных вод и изменения температуры жидкостей при взвешиваниях. [10]
Суть методики СибНИИНП [33] заключается в проведении на первом этапе вытеснения нефти водой согласно ОСТ 39 - 195 - 86 [67], затем после разборки кернодержателя и экстракции составных образцов - в определении остаточной нефтенасыщенности по каждому образцу керна. [11]
При этом следует иметь в виду, что линейная интерполяция заводненных толщин пласта между добывающими скважинами дает завышенный заводненный объем залежи, так как между скважинами проходят нейтральные линии тока и нефтенасыщенность всегда выше, чем в районе действующих скважин. Этот способ определения остаточной нефтенасыщенности необходимо использовать в случае, когда до применения методов важно знать, сколько рассеянной остаточной нефти в заводненном объеме и сколько осталось нефти в неохваченном объеме пласта. [12]
При нагнетании в пласт реагентов ( спиртов), вступающих во взаимодействие с пластовыми жидкостями ( водой и нефтью), и отборе их для анализа можно точно определить водонасы - щенность заводненных интервалов, но трудно определить их величину и местоположение в разрезе пласта. В этом заключается сложность использования всех способов определения остаточной нефтенасыщенности и неизвлеченных запасов нефти. [13]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости К образцов керна горизонта БСю месторождений Сургутского нефтегазодобывающего района. [14] |
Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности должны определяться для каждого объекта разработки, каждого месторождения индивидуально. Различие минерального состава горной породы, свойств нефти, структуры порового пространства даже литологически близких нефтяных пластов соседних месторождений приводит к различным результатам в определении остаточной нефтенасыщенности. Для месторождений Западной Сибири особое значение на динамику вытеснения нефти водой имеет качественный и количественный состав глинистого цемента. [15]
Страницы: 1 2