Значение - водонасыщенность
Cтраница 3
Данные о насыщенности, полученные при анализе керна, могут использоваться следующим образом. Ранее уже говорилось, что значения водонасыщенности, полученные при анализе керна, отобранного с использованием промывочных жидкостей на нефтяной основе, отражают действительное содержание связанной воды. [31]
Действительно, обводненность скважины зависит от обводненности элемента, в котором эта скважина расположена. Если вода проникла через границу ячейки, а значение водонасыщенности принято средним для ячейки при численном решении, то считается, что вода проникла во всю ячейку, а следовательно, и в скважину. Отсюда следует более ранний прорыв ее в скважину при численном решении. Затем в зависимости от обводненности ячейки добавочное сопротивление меняется, вследствие чего имеем иную картину изменения дебита жидкости по сравнению с эталоном при прорыве воды в скважину. При аппроксимации исходной области прямоугольной ( квадратной) сеткой получаемое решение близко к точному в точках, далеких от скважин. Однако время подхода фронта к скважине, форма языка, динамика обводнения скважины не могут быть достаточно точно определены с помощью равномерной прямоугольной сетки. [32]
Для случая совместного течения нефти и воды с увеличением гидрофильное кривые ОФП смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности. Соответственно с ростом гидрофобности при одном и том же значении водонасыщенности проницаемость для болы увеличивается, а для нефти уменьшается. [33]
За исключением области, непосредственно расположенной над водо-насыщенной зоной, значения водонасыщенности отражают скорее местную капиллярную структуру породы, чем ее местоположение над разделом воды и нефти. [34]
 |
Принципиальная схема установки для. [35] |
Для измерения текущих значений водонасыщенности по методу электрических сопротивлений рекомендуются: измерительные электрические схемы, работающие на переменном токе ( 50 - - 5000 Гц); схемы компенсационного типа, в этом случае может быть использован в качестве базисного прибора потенциометр переменного тока типа Р / 56 / 2; измерительные устройства с очень высоким входным сопротивлением порядка 106 - М09 Ом, в этом случае могут быть применены в качестве источников напряжения звуковые генераторы, например ГЗ-33, и в качестве измерительных устройств ламповые милливольтметры типа МВИ. Однако для измерения насыщенности лучше использовать известные регистрирующие схемы, позволяющие не только измерять сопротивления, но и пересчитывать их непосредственно в значения водонасыщенности, а также регистрировать текущие значения на диаграммной бумаге. [36]
Излагаются методы определения коэффициента нефтенасыщен-ности для месторождений Западной Сибири. На примере Усть-Балыкского месторождения показано, что косвенный метод определения нефтенасыщенности с помощью центрифугирования может использоваться в качестве контрольного1 для определения нижней границы значений водонасыщенности в образцах керна, поэтому основным методом является промыслово-геофизический ( метод сопротивлений), позволяющий подметить распределение нефтенасыщенности по высоте и площади залежи. Нефтяные залежи Усть-Балыкского месторождения по нефтенасыщенности разделяются на две зоны: верхнюю-предельного максимального нефтенасыщения, располагающуюся выше 35 - 40 м ВНК, и нижнюю-снижающегося нефтенасыщения, в связи с чем рекомендуется производить расчет средней величины нефтенасыщенности по картам нефтенасыщенности. [37]
Несущественно, связаны ли между собой малопроницаемые участки, но высокопроницаемая часть обязательно должна быть связной. Если, как указывалось выше, рассматривать только участки пласта, размер которых во много раз больше размера малопроницаемых включений, то в каждой точке, аналогично работе f5 ] можно ввести два значения водонасыщенности s2 и s1 ( для мало-и высокопроницаемой областей), две скорости фильтрации каждой из фаз и два давления. [38]
Наличие в нефтенасыщенной породе связанной воды приводит к росту капиллярного впитывания. Улучшение капиллярного вытеснения нефти водой в пористой среде с увеличением ее водонасыщенности происходит до определенной величины. При превышении этого значения водонасыщенности процесс капиллярной пропитки ухудшается. [39]
Средняя водонасыщенность этой зоны зависит от соотношения проницаемостей и депрессии на пласт. Если скважина не работает, то при АР 0 поверхность раздела является прямой линией и водонасыщенность в области z s / iBO равна единице. Из изложенных условий следует, что необходимо задаться таким значением динамической водонасыщенности, при котором удовлетворятся все требуемые условия. [40]
Естественные газоносные пласты характеризуются определенной начальной водонасыщенностью. При подземном хранении газа содержание воды в пористой среде может изменяться в широких пределах и превосходить значение водонасыщенности, имевшей бы место при формировании газовой залежи в тех же коллекторах. [41]
При малых вязкостях нефти ( рис. 5.3.1 а) уменьшение пористости коллектора является положительным ( с точки зрения коэффициента вытеснения нефти) фактором: значения w в области пресной воды тем выше и распределение тем ниже, чем больше изменение пористости. В области, занятой пластовой водой, профили S практически совпадают. При увеличении вязкости пластовой нефти значение водонефтенасыщенности при пропитке пресной водой ( кривая 2) становится меньше значений водонасыщенности для условий пропитки пластовой водой ( С - С0, кривая 1) и в области пластовой воды. [42]
Следует отметить, что на данном этапе исследовалась только принципиальная возможность прогноза. Например, значение проницаемости пропластков было взято равным 33 мд, согласно среднему значению по данным керна для каширо-подольского объекта [3], значения водонасыщенности - по данным ГИ ГС. [43]
На рис. 1.3 приведены кинетические кривые вытеснения нефти водой из карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и карбонатов Башкирского яруса ( пласт А4) Якушкинского месторождения. Как видно из приведенных данных, структура порового пространства оказывает существенное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Диаграммы относительно фазовых проницаемо-стей для нефти и воды карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и Башкирского яруса Якушкинского и Архангельского месторождений приведены на рис. 1.4. Из рис. 1.4 видно, что точка равенства относительных фазовых проницаемостей соответствует значению водонасыщенности значительно меньшему, чем 50 %, что свидетельствует о преимущественной гидрофобности горной породы. [45]
Страницы: 1 2 3 4