ВУЗ:
Составители:
недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются
переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода.
Толщины ПЗ могут достигать десятков метров.
При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из
этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнен-
ность продукции, что осложняет выработку запасов нефти.
Такие явления характерны для месторождений: Суторминского,
Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и других.
Очень часто это проявляется для малых малодебитных месторождений
Западной Сибири.
В пределах нефтяных залежей большая начальная нефтенасыщен-
ность отмечается в купольной части структур. К зоне водонефтяного
контакта (ВНК) ее величина может значительно снижаться.
Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пла-
сте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью,
газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капил-
лярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
Коэффициентом водонасыщенности (S
в
) породы называется от-
ношение объема открытых пор в образце породы, занятых водой (V
в
), к
общему объему пор горной породы (V
пор
). Коэффициент водонасыщен-
ности (S
в
) рассчитывается по формуле:
%100
⋅=
пор
в
в
V
V
S
. (4.1)
Коэффициентом нефтенасыщенности (S
н
) породы называется
отношение объема открытых пор в образце породы, занятых нефтью
(V
н
), к суммарному объему пустотного пространства (V
пор
). Коэффици-
ент нефтенасыщенности (S
н
) рассчитывается по формуле:
%100
⋅=
пор
н
н
V
V
S
. (4.2)
Коэффициентом газонасыщенности (S
г
) породы называется от-
ношение объема открытых пор в образце породы, занятых газом (V
г
), к
суммарному объему пустотного пространства (V
пор
). Коэффициент газо-
насыщенности (S
г
) рассчитывается по формуле:
%100
⋅=
пор
г
г
V
V
S
. (4.3)
64
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 62
- 63
- 64
- 65
- 66
- …
- следующая ›
- последняя »
