Остаточная нефть и распределение ее в пласте. Остаточная нефть в пласте


Остаточная нефть и распределение ее в пласте

После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти.

Выделяют два основных класса остаточных нефтей.

Остаточная нефть
Макроуровня Микроуровня
- целики - пленочня нефть, адсорбир-ая на поверхности пористой среды
- непромытые пропластки - капиллярно защемленная нефть (в виде капель, глобул четок, которые отделены от *** пористой среды пленкой воды)
- застойные зоны образуются только в заводненных участках пласта
- линзы

На основании разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче выделены след. типы остаточной нефти.

1) рассеянная нефть, нефть находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающих зерна породы, эта нефть прочно удерживается поверхностными силами.

2) Целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся в следствии значительной неоднородности пласта.

3) Целики нефти в тех участках пласта, где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора (нефть в малопроницаемых зонах, блоках, ****** среды, неизвлеченная следствием медленности кап-ой пропитки блоков по сравнению выт-я нефти водой из высокопроницаемых зон и трещин).

Между образовавшимися целиками нефти и окружающими их водононасыщ. Породами идет кап-ый обмен жидкостей, благодаря чему часть нефти из них извлекается. НО этот процесс характеризуется непрерывным затуханием скорости обмена и может привести к существенному дополнительному вытеснению нефти лишь при малых размерах целиков.

4) Целики нефти, остающиеся вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения в неоднородных пластах (послойной неоднородных пластах) с полной гидродинамической связью зон различной проницаемости..

5) Остаточная нефть в невыработанных изолир-ых прослоях или зонах пониженного град-та давления. В случае проявления нефтью начального град-та давления могут образоваться крупные целики, неохваченные процессом разработки.

Схема расположения добывающих скважин.

Остаточная нефть в плохо выработанных прослоях и зонах (пункт 5), а также частично в целиках, возникающих вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения внутри пласта(пункт4) может быть успешно добыта с применением различных методов интенсификации добычи и вторичных методов повышения нефтеотдачи (тепловые методы, закачка загущенных водных растворов, газа, ГРП и т.д.)

studlib.info

Остаточная нефть и распределение ее в пласте.

Изобретательство Остаточная нефть и распределение ее в пласте.

просмотров - 124

После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти.

Выделяют два базовых класса остаточных нефтей.

Остаточная нефть
Макроуровня Микроуровня
- целики - пленочня нефть, адсорбир-ая на поверхности пористой среды
- непромытые пропластки - капиллярно защемленная нефть (в виде капель, глобул четок, которые отделœены от *** пористой среды пленкой воды)
- застойные зоны образуются только в заводненных участках пласта
- линзы

На основании разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче выделœены след. типы остаточной нефти.

1) рассеянная нефть, нефть находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающих зерна породы, эта нефть прочно удерживается поверхностными силами.

2) Целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся в следствии значительной неоднородности пласта.

3) Целики нефти в тех участках пласта͵ где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора (нефть в малопроницаемых зонах, блоках, ****** среды, неизвлеченная следствием медленности кап-ой пропитки блоков по сравнению выт-я нефти водой из высокопроницаемых зон и трещин).

Между образовавшимися целиками нефти и окружающими их водононасыщ. Породами идет кап-ый обмен жидкостей, благодаря чему часть нефти из них извлекается. НО данный процесс характеризуется непрерывным затуханием скорости обмена и может привести к существенному дополнительному вытеснению нефти лишь при малых размерах целиков.

4) Целики нефти, остающиеся вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения в неоднородных пластах (послойной неоднородных пластах) с полной гидродинамической связью зон различной проницаемости..

5) Остаточная нефть в невыработанных изолир-ых прослоях или зонах пониженного град-та давления. В случае проявления нефтью начального град-та давления могут образоваться крупные целики, неохваченные процессом разработки.

Схема расположения добывающих скважин.

Остаточная нефть в плохо выработанных прослоях и зонах (пункт 5), а также частично в целиках, возникающих вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения внутри пласта(пункт4) может быть успешно добыта с применением различных методов интенсификации добычи и вторичных методов повышения нефтеотдачи (тепловые методы, закачка загущенных водных растворов, газа, ГРП и т.д.)

Читайте также

  • - Остаточная нефть и распределение ее в пласте.

    После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти. Выделяют два основных класса остаточных нефтей. Остаточная нефть Макроуровня Микроуровня - целики - пленочня... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Количество - остаточная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

    Количество - остаточная нефть

    Cтраница 3

    Поэтому целесообразно при разработке такого пласта располагать последний ряд скважин как можно ближе к нижней границе залежи. Очевидно, что добыча будет тем больше и количество остаточной нефти тем меньше, чем больше угол падения пласта.  [31]

    В зоне разгазирования газонасыщенность соответствует количеству нефти, извлеченной из матрицы в результате снижения давления ниже давления насыщения. Количество удерживаемой нефти в этой зоне на некоторой данной стадии истощения залежи значительно выше количества остаточной нефти в газовой зоне.  [32]

    По мнению специалистов-нефтяников, порода в пластовых условиях гидрофобна. Поэтому использование ПАВ, которое неизменно снижает поверхностное натяжение, должно приводить к снижению количества остаточной нефти.  [33]

    В некоторых работах указывается, что в тех условиях, в которых проводились эксперименты, количество остаточной нефти после вытеснения ее водой уменьшается при наличии свободного газа. В других работах указывается, что конечная нефтеотдача при вытеснении нефти водой из однородных песчаников увеличивается ненамного, хотя газонасыщенность изменялась в довольно широком диапазоне.  [34]

    Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породу пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.  [35]

    Второй причиной является уменьшение живого сечения поровых каналов в результате толщины пленки, образующейся на поверхности частиц. Однако эта причина относится больше к результатам опытов, приведенных в табл. 9, так как толщина пленки на поверхности частиц в неэкстрагированных кернах, повидимому, значительно больше, чем во вторых опытах, вследствие того, что в неэкстрагированных кернах, кроме погребенной воды, содержится некоторое количество остаточной нефти.  [36]

    Пример расчета процесса представлен в табл. XIII. Та, бив показано поведение пласта и баланс жидкостей в единичном объеме пласта. На этой диаграмме представлено количество остаточной нефти, которое соответствует существующим в пласте условиям и пластовому давлению.  [38]

    При многоконтактном смешивающемся вытеснении условия смешивания возникают в результате массообмена между фазами. Этим термином обычно называют 6 - й тип вытеснения, который может осуществляться при нагнетании в пласт диоксида углерода или сухого газа. При этом в пласте в окрестности линии нагнетания сохраняется некоторое количество остаточной нефти, не испаряющейся в газовую фазу при реальных объемах закачки вытесняющего агента.  [39]

    Остаточные запасы, исключая пленочную нефть, обволакивающую частицы породы, сосредоточиваются у нижнего ряда скважин. Отсюда ясно, что в целях сокращения этих остаточных количеств нефти целесообразно, чтобы нижний ряд скважин располагался как можно ближе к нижней границе залежи. Очевидно также, что уровень текущей добычи будет тем больше, а количество остаточной нефти тем меньше, чем круче угол падения пласта.  [40]

    На рис. 111 приведены результаты этих опытов. По оси ординат отложены значения остаточной нефтенасыщенности песка SH OCT в процентах от объема порового пространства, по оси абсцисс - начальная водонасышенность песка SB нач в процентах. Как видно из указанных кривых, при отсутствии связанной воды ( SB 0) количество остаточной нефти составляет - 25 %, а количество извлеченной нефти равно 75 % от объема порового пространства и ( так как SB 0) 75 % от объема нефти, первоначально содержавшейся в песке; при наличии в песке 40 % связанной воды ( SB 40 %, начальная нефтенасыщенность SH нач.  [41]

    Это объясняется ограниченным объемом имеющегося в пласте газа и малым соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Кроме того, газовая фаза не смачивает породу пласта, что приводит к увеличению количества остаточной нефти.  [42]

    Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.  [43]

    Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.  [44]

    Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.  [45]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru