Количество - остаточная вода
Cтраница 2
Наибольшее уменьшение количества остаточной воды будут давать те водорастворимые ПАВ, которые не только сильно снижают Стц. [16]
С увеличением количества остаточной воды безводная и полная нефтеотдача резко возрастает. [17]
 |
Кривые зависимости ДГП / ( &. для терригенных отложений Западной Сибири при различной глубине залегания пород Я. [18] |
В коллекторах порового типа количество остаточной воды может быть определено разными способами. [19]
С другой стороны, количество остаточной воды в нефтяном коллекторе во многом должно определяться условиями его насыщения углеводородами в процессе формирования месторождения. Однако многие лабораторные методы определения связанной воды в образцах горных пород характеризуются именно тем, что они не предусматривают зависимости количества связанной воды от процесса насыщения породы нефтью или газом; это, естественно, является их недостатком. Теоретическая основа методики определения количества связанной воды должна состоять в изучении процесса вытеснения ( замещения) воды нефтью. [20]
 |
Зависимость остаточной. [21] |
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе. Предполагается, что при выбуривании керна, при подъеме его на поверхность и в процессе транспортировки в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка ( рис. 63) или же в приборах ЛП-4 ( прибор С. Л. Закса) ( рис. 64), предназначенных для одновременного определения водо -, нефте - и газонасыщенности кернов. [22]
 |
Прибор Дина и Старка для определения содержания воды.| Прибор ЛП-4. [23] |
Для определения описанным способом количества остаточной воды необходимо иметь керны, выбуренные с раствором, приготовленным на нефтяной основе. В большей части скважин пласт вскрывают пока с обычными водными глинистыми растворами. Поэтому предложены многочисленные косвенные методы оценки количества остаточной воды. [24]
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки его в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды при транспортировке образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. [25]
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортирования его в лабораторию существенных изменений количества остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. [26]
На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи ( остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность - способность вещества смачиваться водой и гидрофобность - способность вещества не смачиваться водой. [27]
Исследованиями установлено, что зависимость нефтеотдачи от количества остаточной воды и ее состава сложная. [28]
В породах по мере улучшения фильтрационных свойств количество остаточной воды уменьшается. Пористость может быть различной, при этом даже высокие ( более 15 %) значения открытой пористости бывают в породах с низкими фильтрационными свойствами. Между открытой пористостью и остаточной водона-сыщенностью связь неопределенная. [29]
Исходя из этого, можно заключить, что количество остаточной воды в призабойной зоне уменьшается тем больше, чем выше активность нефти и щелочность воды, чем больше содержание карбонатных веществ в нефтяном коллекторе и меньше глинистых частиц. Наибольшее количество остаточной воды в призабойной зоне будет иметь место в нефтяных коллекторах, которые имеют низкую проницаемость, содержат много глинистых частиц и малокарбонатных веществ, а нефть относится к группе неактивной или малоактивной. [30]
Страницы: 1 2 3 4 5