Реальный нефтяной пласт
Cтраница 1
Реальный нефтяной пласт - это неоднородная по своим геолого-физическим свойствам система. [2]
Реальные нефтяные пласты обладают значительной зональной неоднородностью. Влияние зональной неоднородности и прерывистости пластов было исследовано с учетом электрогидродинамической аналогии на электроинтеграторе. [3]
Все реальные нефтяные пласты неоднородны по своему геоло-гическому строению и свойствам в силу изменения условий осадкообразования и последующего преобразования пород. В соответствии с ОСТ 39 - 035 - 76 под неоднородностью понимается свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное изменением его структурно-фациальных и литологических свойств, оказывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учету при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта. Неоднородность нефтяных залежей изучают детерминированным или вероятностным методами. Лучшие результаты дает их комплексное использование. [4]
 |
Область применимости ПАВ с точки зрения температуры Т и солености. [5] |
Неоднородность реальных нефтяных пластов по проницаемости приводит к снижению их охвата вследствие поступления относительно меньших объемов рабочих агентов в менее проницаемые пропластки или зоны, где эти объемы оказываются недостаточными для воздействия на все поровое пространство. Кроме того, при опережающем продвижении вытесняющих оторочек по более проницаемым зонам происходит практически необратимый переток нефти из зоны водо-нефтяного вала, а также и мицеллярного раствора в гидродинамически связанные низкопроницаемые области. [6]
Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше могут изменяться живое сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает микронеоднородность перового пространства. В породах выделяют капиллярные и субкапиллярные поры. [7]
Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше может изменяться живое сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает микронеоднородность порового пространства. В породах выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. Жидкость движется только по капиллярным порам, так как в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывного канала из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных породах. [8]
Наиболее общий для реальных нефтяных пластов характер вытеснения нефти водой, когда в пласте вследствие его неоднородности и повышенной вязкости нефти между ней и вытесняющим агентом формируется переходная зона, в которой водонасыщенность понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта ( близк. [9]
Целесообразность закачки растворителя в реальные нефтяные пласты в значительной мере определяется величиной затрат дорогостоящего растворителя на 1 т дополнительно добытой нефти. А эти затраты в свою очередь существенно зависят от того, вытесняет ли растворитель при своем движении в пласте только нефть, двигаясь избирательно по нефтенасыщенной части пор, или вытесняет также и воду. [10]
При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины - трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью. [11]
При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью. [12]
Такая модель воспроизводит основные черты реальных нефтяных пластов. Для этой модели и различных газообразных и жидких вытесняющих агентов создана методика проектирования извлечения запасов нефти из недр. [13]
Впрочем значительные температурные эффекты в реальном нефтяном пласте объясняются присутствием растворенного газа. [14]
При постановке задач фильтрации в реальных нефтяных пластах учитывают, что размеры источников и стоков по сравнению с размерами месторождения невелики. Источники - нагнетательные скважины, стоки - эксплуатационные скважины весьма небольшого диаметра, которые в задачах установившегося течения рассматривают как точечные. [15]
Страницы: 1 2 3