Водонефтяной раздел

Cтраница 3

На многих нефтяных залежах с терригеншши и карбонатными коллекторами отмечается увеличение величины вязкости нефти по мере приближения к водонефтяному разделу. Вязкость может изменяться также на различных участках. Приведенные в этих работах соотношения позволяют рассчитывать процесс заводнения с комплексным учетом изменчивости коллекторских свойств пласта и свойств нефти. [31]

На Ново-Степанов - ском участке этой площади, на южном крыле Болыпе-Кинельского поднятия ( при угле падения более 10) наблюдается горизонтальное положение водонефтяного раздела. [32]

Кривые распределения МРП добывающих скважин до ( а и после ( б закачки в нагнетательные скважины оторочки РСУО. [33]

Исследованиями [8] изменения вязкости нефти по залежи на многих нефтяных залежах с терригенными и карбонатными коллекторами выявлено, что по мере приближения к водонефтяному разделу вязкость системы значительно выше вязкости нефти и воды в отдельности. Автором работы [8] был смоделирован характер изменения вязкости смеси нефти и воды, дано расчетное их соотношение. Отмечено, что при большом изменении вязкости системы необходимо учитывать ее в проектах разработки. [34]

Важно также знать, является ли залежь массивной с единым водонефтяным ( и газонефтяным) разделом или же она состоит из нескольких изолированных горизонтов с самостоятельными водонефтяными разделами. [35]

В результате бурения в водонефтяной зоне большого количества скважин в течение длительного времени и последующей эксплуатации этих скважин накоплен богатый фактический промысловый материал о характере продвижения поверхности водонефтяного раздела в процессе разработки залежи. [36]

Оценка характера насыщения пласта в перфорированных скважинах по данным нейтронного каротажа возможна, если отсутствует зона проникновения воды го скважины в пласт, например, пласт находится выше минимальной глубины водонефтяного раздела для различных режимов работы скважины или замеры нейтронного каротажа проведены в действующей скважине и контролируемый пласт работает. Уровень жидкости при различных режимах работы скважины определяется по данным нескольких методов: рези-стивиметртш, влагометрии, гамма-гамма плотнометрии, а также по распределению давления по глубине. [37]

Оценка характера насыщения пласта в перфорированных скважинах по данным нейтронного каротажа возможна, если отсутствует зона проникновения воды из скважины в пласт, например, пласт находится выше минимальной глубины водонефтяного раздела для различных режимов работы скважины или замеры нейтронного каротажа проведены в действующей скважине и контролируемый пласт работает. Уровень жидкости при различных режимах работы скважины определяется по данным нескольких методов: резистиви -, влаго-метрии, гамма-гамма плотнометрии, а также по распределению давления по глубине. [38]

Так, если в гидрофильной среде поры включений несколько шире, чем где-либо еще в пористой среде, то на границе раздела включения, нормального к общему потоку, при достижении его водонефтяным разделом возникнет скачок капиллярного давления и за слоем появится отрицательный градиент капиллярного давления, действие которого аналогично включению низкопроницаемого барьера. [39]

Для оценки текущего состояния разработки залежи нефти строят и анализируют кривые эксплуатации, изменения пластового-давления во времени и в зависимости от нарастающего отбора жидкости, карты изобар, отборов и закачки; определяют положения и характер водонефтяных разделов, заводненные области и объемы газовых шапок. [40]

Однако особенности продвижения поверхности раздела вода - нефть в нефтяную зону приобретают в известных условиях значительное влияние на фактическую добычу нефти; например, в пластах с напором подошвенной воды или на тех площадях в месторождениях с напором краевых вод, где забои скважин непосредственно расположены над водонефтяным разделом. Тесная близость водяного источника питания высокого давления к эксплуатационным скважинам приводит к ускоренному подъему зеркала нижних пластовых вод вдоль осей скважин образуя конусообразную поверхность раздела вода - нефть ( фиг. [41]

Один из методов исследования состава смеси в скважине, основанный на использовании ее электрических свойств ( удельного электрического сопротивления или проводимости), являющийся основным методом для различения двух типов смеси в скважине - гидрофильной ( нефть в воде) и гидрофобной ( вода в нефти) и используемый для определения водонефтяного раздела в скважине, выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с различной степенью минерализации ( сокр. [42]

Поскольку поры, в которых действуют преимущественно гравитационные силы, крупнее тех, в которых действуют главным образом капиллярные силы, эффективная кривая Рк - 5В при пропитке будет учитывать действие обоих видов сил. Если водонефтяной раздел находится на уровне нижней плоскости ( основания) блока ( рис. 4.62, а), то силами, вытесняющими нефть, будут капиллярные силы. Если водонефтяной контакт расположен выше основания блока матрицы ( рис. 4.62, б), то разница удельного веса воды в трещинах и нефти в порах будет создавать гравитационную силу / гДу РГр, способствующую вытеснению нефти из блока матрицы. В этом случае капиллярные силы, действующие помимо гравитационных сил, будут служить второй силой, влияющей на вытеснение нефти. [43]

Поверхности разделов воды, нефти и газа в хорошо проницаемых коллекторах, составляющих резервуары, обычно горизонтальные. Поверхность водонефтяного раздела для образования залежи должна замыкать нефть и газ в ловушке внутри природного резервуара. [44]

Образуются в пластовых и массивных резервуарах, а также в линзах, насыщенных нефтью с растворенным в ней газом и водой. При эксплуатации водонефтяной раздел продвигается слабо. Продвижение жидкости к скважине происходит благодаря энергии газа, расширяющегося при падении давления в залежи. По мере отбора нефти интенсивно выделяется газ. При сохранении выделившегося газа в залежи образуется газовая шапка. При дегазировании залежи продвижение жидкости в пласт происходит лишь под действием гравитационного фактора. [45]

Страницы: 1 2 3 4