Остаточная водонасыщенность

Cтраница 2

Известно, что остаточная водонасыщенность имеет тесную статистическую связь с проницаемостью k пород, а коэффициент вытеснения - с проницаемостью и вязкостью н вытесняемой нефти. [16]

Для зависимостей коэффициента остаточной водонасыщенности от коэффициента пористости KM, f ( К), представленных на рис. 4, видимые связи слабые, но возможно наличие 3 групп пород, для которых связи более тесные. Причина этого не только в литологии, но и в наличии пор выщелачивания, мелких каверн и трещин, в которых содержание остаточной воды низкое. Нужно отметить, что в породах разреза скв. КТС раздельно для известняков и доломитов примерно равен 0 6), а в скв. [17]

I. Зависимость между водоиасыщенно. [18]

Хлоридный метод определения остаточной водонасыщенности основан на предположении об относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Измельченный образец керна обрабатывают при температуре кипения дистиллированной водой. В полученном фильтрате определяют содержание хлор-иона титрованием азотнокислым серебром в присутствии индикаторов. По известной концентрации хлор-иона в фильтрате и в остаточной воде приблизительно оценивается остаточная водонасыщенность образца. [19]

Зависимость расхода газа от Др2 для пористой среды, состоящей из 75 % песка, 25 % глины при водонасыщенности 25 %. подъем давления. 2 - снижение давления. [20]

Для каждого значения остаточной водонасыщенности существует критическое давление ркр, выше которого нелинейные эффекты ( предельный градиент) экспериментально не фиксируются. [21]

Довольно быстро определить остаточную водонасыщенность можно по разработанному А. А. Ханиным [243] графически-расчетному методу, основанному на выявленном соотношении между эффективной дористостью ( с учетом остаточной воды) и проницаемостью. [22]

Относительные проницаемости для нефти и воды в коллекторе, преимущественно смачиваемом водой. [23]

До вскрытия нефтяного пласта остаточная водонасыщенность соответствует давлению, преобладающему в коллекторе. Проникающий в пласт фильтрат бурового раствора вытесняет нефть, снижая остаточную нефтенасыщенность. Когда скважину вводят в эксплуатацию, нефть вытесняет фильтрат обратно в скважину; при этом водонасыщенность снижается в направлении остаточного значения. Однако, как видно на рис. 10.6, по мере приближения к остаточной водонасыщенности относительная проницаемость для воды становится очень низкой. Поэтому до полного вытеснения фильтрата и достижения максимальной производительности скважины может пройти очень много времени, особенно при низком соотношении вязкостен нефти и воды. В большинстве коллекторов пластовые давления достаточно высоки, чтобы в конце концов вытеснить весь фильтрат; поэтому ухудшение коллектор-ских свойств за счет проявления эффекта относительной проницаемости носит лишь временный характер. [24]

После окончания эксперимента постоянство остаточной водонасыщенности контролируют путем повторного взвешивания образца и по УЭС. [25]

Детальные исследования включают измерение остаточной водонасыщенности методом капилляриметрии и расчет относительной проницаемости, измерение естественной гамма-активности, определение содержания радиоактивных элементов, а также определение пористости, проницаемости, удельного электрического сопротивления, скорости распространения упругой волны в условиях, приближенных к пластовым. [26]

Нефтенасыщенность, определенная по остаточной водонасыщенности в кернах, характеризует зону максимального нефтенасыщения. [27]

Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы - коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность ( нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований. [28]

На основании данных об остаточной водонасыщенности образцов пород из скважин, пробуренных на нефти, К.Г. Ор-кин установил толщину пленки воды 0 45 мкм. [29]

Средние значения тп6 и остаточной водонасыщенности блоковых пор по отложениям пяти горизонтов составляют 17 4 и 62 8 % соответственно. Нефть заполняет главным образом МПП, тогда как наличие в матрице породы примесей вулканогенного пелитового материала способствует насыщению ППБ ( в отложениях горизонта А фактически на 3Д объема) остаточной водой. [30]

Страницы: 1 2 3 4