Cтраница 1
Анализ влияния остаточного водонасыщения на характеристики промытой зоны показал, что в области неавтомодельного вытеснения значения остаточного нефтенасыщения не связаны со значениями остаточного водонасыщения. [1]
Для гидрофобных пластов влияние остаточного водонасыщения на характеристики остаточного нефтенасыщения мало изучено. [2]
Эти отложения ведут себя как низкопоровый неколлектор, обладающий достаточно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давления, тонкопоро-вым строением, отсутствием зависимости между пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются совместно с ассельски-ми, всего лишь в четырех скважинах ( 3, 114, 144, 145), расположенных за пределами рассматриваемого участка. [3]
Для конкретной глубины залегания терригенного коллектора коэффициенты открытой пористости, остаточного водонасыщения и нефтегазонасыщения являются функцией объемной глинистости. [4]
Сопоставление теоретических & во т и лабораторных kBO п значений коэффициентов остаточного водонасыщения показывает, что при малых значениях они хорошо согласуются. Коэффициент остаточного водонасыщения теоретически определяется по формулам ( 123) - ( 128), в которых kBO является функцией значений & гл, & п и kn сь, связанных между собой аналитическими выражениями. [5]
Анализ влияния остаточного водонасыщения на характеристики промытой зоны показал, что в области неавтомодельного вытеснения значения остаточного нефтенасыщения не связаны со значениями остаточного водонасыщения. [6]
При проведении лабораторных экспериментов в автомодельном режиме вытеснения получают минимальные значения ОНИ, которые будут существенно зависеть от степени сохранности природных кол-лекторских и поверхностных свойств пласта и достоверности моделирования остаточного водонасыщения. [7]
Сопоставление теоретических & во т и лабораторных kBO п значений коэффициентов остаточного водонасыщения показывает, что при малых значениях они хорошо согласуются. Коэффициент остаточного водонасыщения теоретически определяется по формулам ( 123) - ( 128), в которых kBO является функцией значений & гл, & п и kn сь, связанных между собой аналитическими выражениями. [8]
Различие между Кво и ав заключается в том, что Кво участвует в перераспределении концентрации солей при закачке, а ав не участвует. Изменение текущего остаточного водонасыщения околоскважин-ной зоны при закачке пресной воды в глиносодержащий пласт приводит к изменению количества подвижной воды, минерализация которой может быть изменена при следующих закачках. [9]
Были исследованы как равновесные, так и неравновесные вытеснения. При равновесном вытеснении были получены следующие результаты: 1) наименьшее остаточное водонасыщение Кво достигается при малом шаге изменения давления; 2) при малом шаге изменения давления более полное вытеснение наблюдается в более неоднородных средах ( с большей дисперсией); 3) при вытеснении скачком, когда к системе приложено давление р pmax const ( t), KBO меньше в более однородных средах; значение Кво при малых дисперсных величинах близко / СОСТ, достигаемому при малом шаге изменения давления; 4) при меньшем координационном числе сетки Кво меньше при изменении давления скачком, при большем координационном числе Кво меньше в сетках с большим координационным числом. [10]
Сопоставление коэффициента остаточного нефтенасыщения по промыслово-геофизическим методам для пластов flj и Дц Туймазинского месторождения с проницаемостью показало практическое отсутствие связи между этими параметрами. Аналогичный результат получается при сопоставлении Кно с пористостью, глинистостью, остаточным водонасыщением. [11]
Широко известны методики Тиксье, Лоя, Пупона, основанные на петрофизических связях коэффициента водонасыщения полностью промытой зоны ( Квпп) с коэффициентом остаточного водонасыщения пласта. [12]
Накопленные в настоящее время экспериментальные данные позволяют более детально изучить зависимость между увеличением сопротивления песчаьо-глинистых пород и величиной всестороннего давления. С этой точки зрения значительный интерес представляют результаты наших экспериментальных исследований, показанные на рие. Остаточное водонасыщение было достигнуто методом капиллярной вытяжки путем помещения образцов в тонкодисперсный силикатный порошок. [13]
Предохраненные от изменений керны были взяты со специальным буровым раствором на водной основе, затем загерметизированы, чтобы предотвратить испарение и изменение пластовой смачиваемости. Предохраненные образцы были заводнены рассолом, который вытеснялся керосином до остаточного водонасыщения, затем был воссоздан процесс вытеснения и определялось ОНИ. Результаты экспериментов приведены в табл. И. [14]
Однако материалы бокового каротажа ( БК) указывают на неоднородность разреза за счет переслаивания тонких ( 1 - 3 м) пропластков различного сопротивления. Чисто артинские карбонаты газоотдающими являются только в скв. Кроме того, в ряде скважин, опробованных в разное время ( 4, 12, 26, 33, 34, 35, 29, 47, 142, 56, 57, 204, 207), испытанные в этой части разреза объекты оказались сухими или в лучшем случае были получены слабые признаки газонефте - и водонасыщения. Эти отложения ведут себя как низкопоровый неколлектор, обладающий достаточно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давления, тонкопоровым строением, отсутствием зависимости между пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются совместно с ассельскими, всего лишь в четырех скважинах ( 3, 114, 144, 145), расположенных за пределами рассматриваемого участка. [15]