Cтраница 1
Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. [1]
Распределение остаточной воды в поровом пространстве существенно влияет на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и другие - также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте. [2]
Существенное влияние распределение остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для газообразных и жидких флюидов. Многие другие явления, происходящие в пласте, а именно: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования углеводородов, остающихся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте. [3]
Существенное влияние распределения остаточной воды в норовом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. [4]
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. [5]
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удерживается в порах капиллярными силами и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть - вода или нефть - газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количество определяются геометрией порового пространства и свойствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, находится в мелких капиллярах и в местах контакта зерен. [6]
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удерживается в порах капиллярными силами и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть - вода или нефть - газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количество определяются геометрией норового пространства и свойствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, находится в мелких капиллярах и в местах контакта зерен. [7]
Решая вопросы, связанные с подсчетом запасов нефти и нефтеотдачей пласта, необходимо знать количество и распределение остаточной воды. Как показали исследования [11, 111, 117, 165, 226], коэффициент вытеснения нефти водой возрастает не только с ростом температуры и проницаемости пористой среды, но и с увеличением количества остаточной воды. [8]
Для подсчета запасов нефти, проектирования, разработки месторождений и проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи большое значение имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде. Остаточная вода, содержащаяся в порах коллекторов нефти и газа, включает различные ее категории и виды, начиная от адсорбированной воды, удерживаемой молекулярными силами поверхности - твердого тела, до воды, капиллярно удержанной отдельными элементами сложной полидисперсной структуры. Свойства жидкостей в слоях сильно отличаются от свойств свободной воды в порах дисперсного вещества. Это вызывает существенное отклонение от классических уравнений Дарен и Пуазейля свойств жидкости в пористых системах с размерами пор, соизмеримыми с толщиной аномальных слоев. К аномальным относятся слои жидкости, примыкающие к поверхности пор и отличающиеся по своим физико-механическим и термодинамическим свойствам от жидкости в объемной фазе. Толщина этих слоев может быть соизмерима с размерами пор. [9]
Большое значение для подсчета запасов углеводородов, проектирования разработки месторождений и осуществления различных мероприятий по воздействию на пласт имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде, содержание которой может колебаться от десятых долей до 70 % от объема пор. [10]
Физической основой зависимости между геофизическими параметрами и коэффициентом проницаемости является связь их с такими свойствами пород, как глинистость, структура порового пространства, количество и характер распределения остаточной воды и т.п. Если эти связи являются достаточно сильными, то, например, существование зависимости между проницаемостью и глинистостью, с одной стороны, и интенсивностью - у-излучения и глинистостью, с другой, предопределяет наличие связи показаний ГК и проницаемости пород. При наличии тесной связи количества и характера распределения остаточной воды с проницаемостью существуют предпосылки для определения последней через удельное сопротивление нефтенасыщенной породы. [11]
При оценках т, kr для пластов по определениям на образцах керна контролируется представительность образцов, так как при отборе и хранении керна в нем могут произойти необратимые изменения структуры, содержания и распределения остаточной воды. Представительность образцов устанавливается по керну из скважин, пробуренных на безводных ПЖ. [12]
Удельное электрическое сопротивление нефтеносных пластов в процессе их разработки не остается постоянным по следующим причинам: 1) изменяется соотношение нефти и воды в поровом пространстве коллектора из-за появления свободной нагнетаемой воды; 2) изменяется минерализация остаточной и свободной вод при нагнетании в пласт пресных вод; 3) изменяется характер распределения остаточной воды в порах, вследствие чего не все ее количество принимает участие в проводимости электрического тока; 4) на поверхностях раздела твердых и жидких сред при нагнетании пресных вод более интенсивно протекают физико-химические процессы, связанные с набуханием глинистых минералов и формированием двойных электрических слоев, 5) колеблется температура пласта. [13]
Сопоставление этого метода определения водонасыщенности с прямыми методами, а также с методом, основанным на определении содержания хлора в погребенной воде, показало ( табл. 11) г что отклонения в результатах определения достигают 100 % как в одну, так и в другую сторону. Это объясняется тем, что распределение остаточной воды в породе после центрифугирования коренным образом отличается от распределения погребенной воды в пласте. [14]
Физической основой зависимости между геофизическими параметрами и коэффициентом проницаемости является связь их с такими свойствами пород, как глинистость, структура порового пространства, количество и характер распределения остаточной воды и т.п. Если эти связи являются достаточно сильными, то, например, существование зависимости между проницаемостью и глинистостью, с одной стороны, и интенсивностью - у-излучения и глинистостью, с другой, предопределяет наличие связи показаний ГК и проницаемости пород. При наличии тесной связи количества и характера распределения остаточной воды с проницаемостью существуют предпосылки для определения последней через удельное сопротивление нефтенасыщенной породы. [15]