залишкова водонасиченому
Відомо, що залишкова водонасиченому має тісний статистичний зв'язок з проникністю k порід, а коефіцієнт витіснення - з проникністю і в'язкістю н витісняється нафти. [16]
Для кожного значення залишкової водонасиченому існує критичний тиск ркр, вище якого нелінійні ефекти (граничний градієнт) експериментально не фіксуються. [21]
Досить швидко визначити залишкову водонасиченому можна за розробленим А. А. Ханіна [243] графічно-розрахунковому методу, заснованому на виявленому співвідношенні між ефективною доріст (з урахуванням залишкової води) і проникністю. [22]
До розкриття нафтового пласта залишкова водонасиченому відповідає тиску, що переважає в колекторі. Здатний проникати в пласт фільтрат бурового розчину витісняє нафту, знижуючи залишкову нефтенасищенность. Коли свердловину вводять в експлуатацію, нафта витісняє фільтрат назад в свердловину; при цьому водонасиченому знижується в напрямку остаточного значення. Однак, як видно на рис. 10.6, у міру наближення до залишкової водонасиченому відносна проникність для води стає дуже низькою. Тому до повного витіснення фільтрату і досягнення максимальної продуктивності свердловини може пройти дуже багато часу, особливо при низькому співвідношенні в'язкості нафти і води. У більшості колекторів пластові тиски досить високі, щоб врешті-решт витіснити весь фільтрат; тому погіршення колектор-ських властивостей за рахунок прояву ефекту відносної проникності носить лише тимчасовий характер. [24]
Після закінчення експерименту сталість залишкової водонасиченому контролюють шляхом повторного зважування зразка і по УЕС. [25]
Детальні дослідження включають вимір залишкової водонасиченому методом капілляріметріі і розрахунок відносної проникності, вимір природного гамма-активності, визначення вмісту радіоактивних елементів, а також визначення пористості, проникності, питомого електричного опору, швидкості поширення пружної хвилі в умовах, наближених до пластовим. [26]
Нефтенасищенность, визначена за залишковою водонасиченому в керна, характеризує зону максимального нефтенасищенних. [27]
Використовуючи дані лабораторних визначень залишкової водонасиченому керна і петрофізичні характеристики породи - колектора, для цих же інтервалів будують оціночні залежності, за допомогою яких далі знаходять залишкову водонасиченому (нефтенасищенность), використовуючи тільки результати геофізичних досліджень. [28]
На підставі даних про залишкову водонасиченому зразків порід з свердловин, пробурених на нафти, К.Г. Ор-кін встановив товщину плівки води 0 45 мкм. [29]
Середні значення ТП6 і залишкової водонасиченому блокових пір по відкладеннях п'яти горизонтів складають 17 4 і 62 8% відповідно. Нафта заповнює головним чином МПП, тоді як наявність в матриці породи домішок вулканогенного пелітового матеріалу сприяє насиченню ППБ (у відкладеннях горизонту А фактично на 3Д обсягу) залишкової водою. [30]
Сторінки: 1 2 3 4