А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Водонасищен-ність

Водонасищен-ність поблизу свердловини, яка відбирає нафту, зростає швидше, ніж в іншому пласті, і досягає максимуму (S3055) в кінці розробки при відборі 2537% запасів нафти.

При збільшенні водонасищен-ности до 30 - 35% від обсягупір (при всіх інших рівних умовах) нефтеотдача підвищується. Загальна ж кількість витісняється зі зразка нафти збільшується зі зменшенням його початкової під-донасищенності, так як первісний запас нафти при цьому підвищується.

Апарат Міні-Закс. При визначенніводонасищен-ності даним методом за зразками малого розміру необхідно використовувати апарати з високою точністю визначення води. Міні-Закс має невеликий робочий об'єм, що дозволяє скоротити до мінімуму втрати води на його стінках (за даними авторів, не більше 10 мг);він зручний і простий в експлуатації і має високу продуктивність.

У результаті зростання водонасищен-ності ПЗП знижується фазова проникність для нафти. В умовах родовищ Західного Сибіру підвищення водонасиченому на 10 - 15% може знизити фазовупроникність для нафти в 2 - 3 рази.

Ідеалізована схема руху рідин в пласті при витісненні міцелярно розчином. Це призводить до збільшення водонасищен-ності в зоні, займаної облямівкою.

Великий інтерес представляє підвищення водонасищен-ностіна фронті. Незважаючи на високу водонасиченому, ця ділянка виявляється здатним пропускати газ, притікає з глибини обводненій зони.

Пов'язана залишкова вода - сумарна незнижуваного водонасищен-ність пористого середовища, при якій ця фаза втрачаєрухливість; для неї ефективна проникність дорівнює нулю. Зв'язана вода утримується в породі-колекторі поверхнево-молекулярними і капілярними силами.

Співвідношення (4.14) дозволяє визначити величину водонасищен-ності на фронті нагріву х хт.

Епюрирівних зна - 1090 чений водонасиченому (SB для УКПГ-2 на 18 - й рік розробки. На рис. +32 представлені епюри ізоповерхностей водонасищен-ності sB0 3; 0 5; 0 7 для другого типу ПММ по УКПГ-2 на 18 - й рік розробки.

Криві витіснення газу водою з одиночних пластів. ГВК,тривалість етапу повільного зростання водонасищен-ності становить приблизно 0 5 року; в пластах з більш низькими ФЕС тривалість цього етапу зростає до року і більше.

Метод рекомендується застосовувати на покладах з водонасищен-ністю пласта не більше 15% (черезздатності реагенту до селективної адсорбції на стінках водонасичених пустот породи), при в'язкості пластової нафти 5 - 30 мПа - с, з проникністю пласта вище 003 - 004 мкм2 і температурою пласта до 70 С. Вважається, що застосування водорозчинних йоногенних ПАР (сульфанола іін) в малих концентраціях, особливо в суміші з кальцинованої содою, може виявитися досить ефективним на покладах зі слабопроникних карбонатними колекторами.

При t -, взагалі кажучи, водонасищен-ність повинна стати рівною s, у всьому пласті.

Як ужезгадувалося у відповідному розділі, початкова водонасищен-ність, що перевищує деяке критичне значення, призводить до того, що механізм витіснення буде таким же, який зазвичай спостерігається як превалюючий після прориву витісняючої води в експлуатаційнісвердловини. Це означає, що фронтальне витіснення буде неможливо.

Продуктивні горизонти еоцвнових відкладів характеризуються низькою проникністю і високою залишкової водонасищен-ністю колекторів, за рахунок чого в зоні основного (Канівського) купола створеніглибокі депресійні воронки.

Тут N, п - структурні параметри; s - водонасищен-ність, яка встановлюється на вході в зразок; а - поверхневий натяг на межі фаз; цв - коефіцієнт динамічної в'язкості води; k, m - коефіцієнти абсолютної проникності іпористості зразка відповідно: 6 - кут змочування.

Від нафтової облямівки до добувної свердловини зберігаються початкові умови: нафто - і водонасищен-ність у цій зоні дорівнюють їх значенням до запалювання пласта. Распределеніе температури в шарі в ходіпроцесу по зонах призводить до відповідного зональному розподілу в пласті водонасиченому і нефтенасищенності. Під час розвитку процесу і переміщення фронту горіння по пласту всі зазначені зони послідовно проходять через всю ділянку пласта, укладенийміж нагнітальних і видобувних свердловин. Процес закінчується, коли фронт горіння доходить до добувної свердловини.

Із зразків, призначених для визначення насиченості, відганяють воду і визначають коефіцієнт водонасищен-ності.

Попередньовиконавши розрахунки за формулою (9.65) і здався водонасичених і часом, визначають зміну водонасищен-ності по довжині пласта на інтервалі від нагнітальної до добувної свердловин. За результатами розрахунку будується крива зміни водонасичення-щенности по шляху потоку.Інтегруванням кривої 5В від х за часом отримують зміна середньої водонасиченому пласта в часі.

В якості другого досвіду у всіх випадках слід застосовувати просочення дистильованою водою нефтенаси-щенного зразка, що містить початковуводонасищен-ність або без неї.

Для всіх варіантів використані однакові криві відносної фазової проникності для газу та води і залежно капілярного тиску від коефіцієнта водонасищен-ності.

При проведенні гідрологічних вишукуваньвизначаються: наявність водоносних горизонтів, їх потужність і глибина залягання; межі розповсюдження, ступінь водонасищен-ності і фільтраційні властивості грунтів; інтенсивність надходження води з водоносних горизонтів в річку; хімічний склад води.

Дослідження лінійного розтікання води після припинення нагнітання дозволило встановити, що і в цьому випадку на фронті витіснення відбувається підвищення водонасищен-ності, хоча водонасиченому на фронті поступово знижується.

Причиною низького коефіцієнтанафтовіддачі можуть бути не тільки неньютонівські властивості рідин, але й геологічні умови - такі як глинистих пластів і висока залишкова водонасищен-ність. Це показує, що вплив неньютонівських властивостей нафти можна розглядати у відриві від геологіїпласта. Мархасін встановлено, що на нефтеотдачу значно впливають граничні шари на контакті нафту-порода.

Суглинки є заповнювачем массандрівських відкладень; вони жовті і червоно-бурі, важкі, мають низьку вологість, високий об'ємний вагу, середнюпластичність і високу ступінь водонасищен-ності. Як правило, породи даного геолого-генетичного комплексу заповнюють стародавні ерозійні улоговини і зсувні депресії. За ним стікають тріщини-карстові води, що виходять у вигляді джерел в нижній частині схилів. ВЗалежно від співвідношення і змісту брил, щебеню та суглинків водопроникність відкладень різко змінюється. Дебіти джерел коливаються від 1 до 40 л /с, але зазвичай не перевищують 1 - 3 л /с. Порівняно хороша водопроникність відкладень, а місцями велика потужністьглибового-суглинистих відкладень сприяє скупченню в них значної кількості підземних вод. За хімічним складом води гідрокарбонатно-кальцієві з мінералізацією до 0 5 - 0 7 г /л, агресивністю не володіють. Породи комплексу міцні, стійкі на схилі і можутьбути надійною підставою для різних видів наземних споруд.

Вплив співвідношення в'язкості на зі зменшенням прони.

Це означає, що вода, найчастіше змочуються поверхню породи, краще, ніж нафта, почне фільтруватися в пористому середовищі з пониженоюпроникністю при великих значеннях водонасищен-ності.

Капілярним гістерезисом кривих капілярного тиску для пористого середовища (системи капілярів)[38]називається явище, яке полягає в розходженні кривих капілярного тиску як функцій водонасиченомудля випадків, коли водонасищен-ність зменшується чи збільшується. Криві, що відповідають зменшенню і збільшенню насиченості більш смачиваемой фази, називаються відповідно кривими дренажу і просочення. При русі цілика нафти в пористому середовищі на передньому його фронтівідбувається витіснення води нафтою, а на задньому фронті витіснення нафти водою.

Методика визначення поточної нефтенасищенності пласта за матеріалами його випробування (експлуатації) заснована на використанні рівняння, що відображає тотожність кривих дебіт -накопичена видобуток і відносна проникність для нафти - водонасищен-ність породи.

Рассчітать мобільності води і нафти та визначити ставлення мобільності води за фронтом затоплення до мобільності нафти перед ним за умови, що водопроникність за фронтомзатоплення становить 123 мд, водонасищен-ність затопленої середовища дорівнює 80% і в'язкість води 0 8 сиз.

Распределеніе залишкової водонасиченому поблизу кордону розділу (пунктирна лінія. В гідрофобною середовищі при S0 S стрибок насиченості при переході з малопроникнихсередовища в високопроніцаемого великий, так як в високопроніцаемого середовищі капілярний тиск мало і навіть значенням S0 S відповідає дуже мала водонасищен-ність в малопроникних середовищі. Таким чином, в граничному розподілі зберігаються тільки скачки при переході змалопроникних середовища в високопроніцаемого, і відбувається накопичення залишкової нафти в малопроникних ділянках поблизу кордонів. З формул (1.67) випливає, що протяжність зони кінцевого ефекту обернено пропорційна швидкості фільтрації.

У процесі розкриттяколекторів бурінням під дією перепаду тисків в системі пласт - свердловина в пласт проникає фільтрат промивальної рідини, в результаті чого в пріскважінной його частини утворюється зона з радіально змінною водонасищен-ністю або зона проникнення.

Прицьому враховувалося, що більш важкі нафти, як правило, розподіляються в периферійних, крильевих частинах, в зонах контакту з підстилаючої водою і в зонах погіршених колекторів, що володіють більш високою первісної водонасищен-ністю. Ванадій-нікелеве відношеннянафти починає змінюватися на пізніх етапах розробки, коли рівновага між смолами і асфальтенів зсувається в бік збільшення останніх.

Об'ємний метод призначався гея для розрахунку загального извлекаемого обсягу вуглеводнів, для чого необхідно визначитиплоща дренажу, середню ефективну нафто - або газонасичених товщину пласта, умови залягання вуглеводнів (пористість і водонасищен-ність), ефективність вилучення вуглеводнів. Ньюс, площа дренажу і ефективність вилучення є найбільштрудноопределяемимі параметрами і нерідко розраховуються з похибками. Застосування об'ємного методу можливо з часу каротажу свердловини-откривательніци і до кінця робіт, але ймовірність похибок залишається значною, оскільки розрахунки засновані тільки наоб'ємних характеристиках. Вартість робіт еквівалентна або навіть вище вартості робіт за методом аналогії, так як аналогія нерідко супроводжує або контролює результати об'ємного методу.

Залежність капілярного тиску від водонасищеннності, за методомцентрифугування. Як показали дослідження на центрифузі ЦЛС-2 зразки з проникністю k: 1 0 мд центрифугують протягом 1 5 - 2 год, в той час як для порід з кращими колекторськими властивостями незменшуваного водонасищен-ність досягається протягом 30 хв.

Зважаючивисокої активності глинистих мінералів теригенних пластів, що надають переважаючий вплив на багато властивостей колекторів, глинистих пластів-колекторів входить до складу моделей, що оцінюють як петрофізичні залежності, наприклад, електропровідність гірськихпорід, пористість, проникність, водонасищен-ність, так і в моделі, що оцінюють добивние характеристики пласта, наприклад, абсолютно вільний дебіт і продуктивність.

Довгий час серед геологів і геофізиків переважала точка зору, що залишкованефтенасищенних (ОНН) промитих ділянок пласта визначається структурою перового простору і поверхневими властивостями скелета і є таким же властивістю колектора, як, наприклад, залишкова водонасищен-ність. У повному протиріччі з цими уявленнямизнаходяться результати експериментів з витіснення нафти із зразків. Вони проводяться з 20 - 30 - х років і незмінно показують, що величина ОНН залежить від таких умов витіснення як градієнт тиску, міжфазне натяг, в'язкість витісняючої рідини. Тим не менше, цідві концепції цілком уживаються в рамках традиційної технології нафтовидобутку. Це можна пояснити тим, що в умовах звичайного заводнення в силу порогового характеру дії наведених чинників практично у всьому пласті ООН не залежить від умов витіснення ідійсно визначається структурою перового простору і поверхневими властивостями скелета.

Распределенія насиченим і концентрацій у випадку формування в обводнених пластів маловязкой емульсії. На рис. 11.2011.2111.22 використані ті ж позначення, що іна рис. 11.18. Вид кривих С і С2 а також Si і s2 на рис. 11.20 якісно такий же, як і на рис. 11.18 за винятком того, що водонасищен-ність на фронті витіснення відповідно до початковими умовами зростає.

До технологічних факторів, що знижують прийомистістьнагнітальних і продуктивність видобувних свердловин, можна віднести наступні: 1) замулювання фільтруючої поверхні свердловини механічними домішками, що містяться в закачиваемой воді; 2) забруднення ПЗП нафтопродуктами, що містяться в закачуваних стічних водах; 3)освіту в ПЗП в стовбурі видобувних свердловин нерозчинних опадів при взаємодії вод з різним хімічним складом; 4) відкладення асфальтенів і смол в привибійній зоні свердловин; 5) випадання кристалів парафіну в поровое просторі привибійної зони і стовбурідобувної свердловини; 6) утворення в ПЗП водонефтяних емульсій; 7) зниження фазових проникностей для нафти через збільшення водонасищен-ності і газонасиченості привибійної зони; 8) інтенсивний ріст суль-фатвосстанавлівающіх бактерій (СВБ); 9) набухання глинистихчастинок, привнесених в привибійну зону в процесі освоєння або капітального ремонту свердловин.

Низька водонасищен-ність обумовлює невеликі питомі витрати нагнітається води на проштовхування. При здійсненні процесу нагнітання води з часомводонасиченому порового простору поклади неминуче зростає, а нефтенасищенних убуває, при цьому темп росту водонасиченому обганяє темп зниження нефтенасищен-ності.

Водонасищен-ність моделі, встановленої вертикально, визначали методом вимірюванняелектроопір.

При розробці нафтових родовищ методом заводнення відбувається збільшення водонасиченому (ав) порід колектора від початкової (пов'язаної) до граничної (кінцевої), відповідної нульовою фазової проникності для нафти. Кінцеваводонасищен-ність колектора (СГЦ), охопленого процесом витіснення нафти водою, наступає в момент, коли в видобутої з колектора рідини відсутня нафту. Критична водонасиченому (о), - коли фазова проникність для води ще дорівнює нулю, але при підвищенні їїз пласта починається надходження води.

Зауважимо, що факт капілярного вбирання нафти в малопроникних включення нетрівіален. Початкова водонасищен-ність блоків через кінцевих ефектів свідомо перевищувала величину, що визначається kz (s) Q. Це означає, що вода в нихперебувала в частково зв'язаному стані.

Вміст катіонів у пластових водах палезойскіх порід Іллінойсу. | Аніонний склад пластових вод родовища Шток-штадт (Германія. На завершальній стадії розробки нафтогазоконденсатних родовищ, як правило,відбувається впровадження пластових вод в продуктивну частину колектора. Результатом є підвищення водонасищен-ності обвідних і близьких до них зон перового простору поклади, у тому числі і ділянок, де початкова водонасиченому не перевищувала одиниць відсотків.Такий процес, очевидно, впливає на перерозподіл усталеного положення фаз в пористому середовищі, підсилюючи роль водонаг-сищенних.

Величини, що входять у формулу (311), крім р і р т, визначають у лабораторних умовах. При цьому коефіцієнт водонасищен-ности а визначається по керну, відібраного в процесі буріння свердловини із застосуванням розчину на нафтовій основі.

Приклад оцінки потужності нафтових родовищ методом Монте-Карло - чудова ілюстрація основного аспекту чисельного моделювання. Між пористістю і водонасищен-ністю існує взаємозв'язок, на примітивному рівні виражається фразою: чим вище пористість, тим нижче водонасищен-ність. На мові ж моделювання це звучить так: існує взаємна залежність двох змінних. Пористість частково впливає на водонасиченому, тобто остання змінна не може вважатися незалежною.

По-друге, до того як водонасиченому в перетині другого ряду досягне певної величини р, ця насиченість обов'язково повинна мати місце в перетині першого ряду на більш ранній стадії процесу витіснення. Інакше кажучи, зміна водонасищен-ності в перетині другого ряду (а отже, і частки води в видобутої рідини) буде певним чином пов'язано зі зміною водонасиченому в часі в перетині першого ряду.

Потім у свердловину слід закачати таку кількість сирої нафти, щоб відтіснити міцелярно розчин по пласту на відстань до 2 5 м від стовбура свердловини. У цій зоні таким чином водонасищен-ність буде зменшена до нуля.

Істотне значення має початкова водогазонасищенность продуктивних пластів. Ці параметри мало змінюються при низьких початкових водонасищен-ностях SBH. Це пояснюється тим, що при низьких водонасичених-стях вода знаходиться в субкапіллярних каналах, де фільтрація утруднена. Характер зміни г0 & в від початкової водонасищен-ності SBH показаний на рис. II 1.9 а від початкової газонасиченості 5ГН - на рис. Йшло. У многопластових покладах просування води відбувається нерівномірно.

Істотне значення має початкова водогазонасищенность продуктивних пластів. Ці параметри мало змінюються при низьких початкових водонасищен-ностях SBH. Це пояснюється тим, що при низьких водонасичених-стях вода знаходиться в субкапіллярних каналах, де фільтрація утруднена. Характер зміни r0 kB від початкової водонасищен-ності sB1 показаний на рис. III. У многопластових покладах просування води відбувається нерівномірно.