Взаимосвязь между адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью и фазовой проницаемостью для нефти в продуктивных пластах западной Сибири; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 334, № 11
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 334, № 11.— 2023.— С. 177-186 |
|---|---|
| Kurumsal yazarlar: | , |
| Diğer Yazarlar: | , , , , , |
| Özet: | Заглавие с титульного листа Актуальность. Относительные фазовые проницаемости определяют механизм вытеснения нефти водой, эффективность заводнения продуктивных пластов, динамику обводнения добывающих скважин. Кривые относительных фазовых проницаемостей позволяют оценить характер притока по данным геофизических исследований скважин. В настоящее время кривые относительных фазовых проницаемостей строятся по данным лабораторных исследований образцов керна. Они используются для выбора математической модели, описывающей характер кривых для данного продуктивного пласта. Наиболее оптимальным является вариант обоснования отдельных параметров кривой относительных фазовых проницаемостей, позволяющий осуществить переход с уровня образца керна на характеристику всего продуктивного пласта с использованием данных геофизических исследований скважин. Цель: обоснование выбора модели, описывающей изменение кривых относительных фазовых проницаемостей с использованием данных промысловой геофизики на основе взаимосвязи адсорбированной остаточной нефтенасыщенности и фазовой проницаемости для нефти. Объекты: продуктивные пласты отдельных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, приуроченные к нижнемеловым отложениям. Методы: статистическая обработка данных капилляриметрических исследований, анализ и обоснование математических моделей, описывающих относительные фазовые проницаемости. Результаты. Показано, что проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности (начальная точка кривой относительных фазовых проницаемостей для нефти) определяется адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью пласта. Получена формула, связывающая коэффициент адсорбированной остаточной нефтенасыщенности с фазовой проницаемостью для нефти при остаточной водонасыщенности. Отмечено, что адсорбированная остаточная нефтенасыщенность тесно связана также с остаточной водонасыщенностью пласта. Такая связь осуществляется через глинистость коллектора. Предложена методика, позволяющая структурировать остаточную нефтенасыщенность по видам и степени подвижности, а также выяснить распределение остаточных запасов подвижной нефти для обоснования технологий доизвлечения. Relevance. Relative phase permeabilities determine oil by water displacement mechanism, efficiency of productive formations flooding, dynamics of producing wells flooding. Relative phase permeabilities curves allow us to estimate the inflow nature according to geophysical well studies. Currently, relative phase permeabilities curves are constructed according to core samples laboratory studies. They are used to select a mathematical model describing the nature of the curves for a given productive reservoir. The most optimal option is to justify the individual relative phase permeabilities curve parameters. This option allows transition from the core sample level to the entire productive reservoir characteristics using geophysical well studies data. Aim. To substantiate a choice of a model describing the change in the relative phase permeability curves using field geophysics data based on the adsorbed residual oil saturation and phase permeability to oil relationship. Objects. Productive layers of individual deposits of the West Siberian oil and gas province, confined to the Lower Cretaceous deposits. Methods. Statistical processing of capillarimetric research data, analysis and substantiation of mathematical models describing relative phase permeability. Results. The paper shows that the permeability to oil at residual water saturation (the starting point of the relative phase permeabilities curve to oil) is determined by the adsorbed residual reservoir oil saturation. The authors have obtained the formula, linking the adsorbed residual oil saturation coefficient with the phase permeability to oil with residual water saturation. The adsorbed residual oil saturation is also closely related to the residual reservoir water saturation. Such relation is carried out through the reservoir clay content. The authors proposed the technique that allows residual oil saturation by type structuring and mobility degree. This technique allows as well finding out the residual reserves of mobile oil distribution to justify the recovery techniques. Текстовый файл |
| Dil: | Rusça İngilizce |
| Baskı/Yayın Bilgisi: |
2023
|
| Konular: | |
| Online Erişim: | http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80750 https://doi.org/10.18799/24131830/2023/11/4179 |
| Materyal Türü: | Elektronik Kitap Bölümü |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=674035 |
MARC
| LEADER | 00000naa2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 674035 | ||
| 005 | 20241210144953.0 | ||
| 090 | |a 674035 | ||
| 100 | |a 20240812d2023 k||y0rusy50 ca | ||
| 101 | 2 | |a rus |a eng | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 200 | 1 | |a Взаимосвязь между адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью и фазовой проницаемостью для нефти в продуктивных пластах западной Сибири |d Adsorbed residual oil saturation and phase permeability relationship for oil in Western Siberia productive formations |f В. В. Мухаметшин, Р. Т. Ахметов, Л. С. Кулешова [и др.] |z eng | |
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a Список литературы: с. 182-186 (48 назв.) | ||
| 330 | |a Актуальность. Относительные фазовые проницаемости определяют механизм вытеснения нефти водой, эффективность заводнения продуктивных пластов, динамику обводнения добывающих скважин. Кривые относительных фазовых проницаемостей позволяют оценить характер притока по данным геофизических исследований скважин. В настоящее время кривые относительных фазовых проницаемостей строятся по данным лабораторных исследований образцов керна. Они используются для выбора математической модели, описывающей характер кривых для данного продуктивного пласта. Наиболее оптимальным является вариант обоснования отдельных параметров кривой относительных фазовых проницаемостей, позволяющий осуществить переход с уровня образца керна на характеристику всего продуктивного пласта с использованием данных геофизических исследований скважин. Цель: обоснование выбора модели, описывающей изменение кривых относительных фазовых проницаемостей с использованием данных промысловой геофизики на основе взаимосвязи адсорбированной остаточной нефтенасыщенности и фазовой проницаемости для нефти. Объекты: продуктивные пласты отдельных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, приуроченные к нижнемеловым отложениям. Методы: статистическая обработка данных капилляриметрических исследований, анализ и обоснование математических моделей, описывающих относительные фазовые проницаемости. Результаты. Показано, что проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности (начальная точка кривой относительных фазовых проницаемостей для нефти) определяется адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью пласта. Получена формула, связывающая коэффициент адсорбированной остаточной нефтенасыщенности с фазовой проницаемостью для нефти при остаточной водонасыщенности. Отмечено, что адсорбированная остаточная нефтенасыщенность тесно связана также с остаточной водонасыщенностью пласта. Такая связь осуществляется через глинистость коллектора. Предложена методика, позволяющая структурировать остаточную нефтенасыщенность по видам и степени подвижности, а также выяснить распределение остаточных запасов подвижной нефти для обоснования технологий доизвлечения. | ||
| 330 | |a Relevance. Relative phase permeabilities determine oil by water displacement mechanism, efficiency of productive formations flooding, dynamics of producing wells flooding. Relative phase permeabilities curves allow us to estimate the inflow nature according to geophysical well studies. Currently, relative phase permeabilities curves are constructed according to core samples laboratory studies. They are used to select a mathematical model describing the nature of the curves for a given productive reservoir. The most optimal option is to justify the individual relative phase permeabilities curve parameters. This option allows transition from the core sample level to the entire productive reservoir characteristics using geophysical well studies data. Aim. To substantiate a choice of a model describing the change in the relative phase permeability curves using field geophysics data based on the adsorbed residual oil saturation and phase permeability to oil relationship. Objects. Productive layers of individual deposits of the West Siberian oil and gas province, confined to the Lower Cretaceous deposits. Methods. Statistical processing of capillarimetric research data, analysis and substantiation of mathematical models describing relative phase permeability. Results. The paper shows that the permeability to oil at residual water saturation (the starting point of the relative phase permeabilities curve to oil) is determined by the adsorbed residual reservoir oil saturation. The authors have obtained the formula, linking the adsorbed residual oil saturation coefficient with the phase permeability to oil with residual water saturation. The adsorbed residual oil saturation is also closely related to the residual reservoir water saturation. Such relation is carried out through the reservoir clay content. The authors proposed the technique that allows residual oil saturation by type structuring and mobility degree. This technique allows as well finding out the residual reserves of mobile oil distribution to justify the recovery techniques. | ||
| 336 | |a Текстовый файл | ||
| 461 | 1 | |0 288378 |9 288378 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |l Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет |c Томск |n Изд-во ТПУ |d 2015- |x 2413-1830 | |
| 463 | 1 | |0 675994 |9 675994 |t Т. 334, № 11 |d 2023 |v С. 177-186 | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a виды остаточной нефти | |
| 610 | 1 | |a коллекторские свойства | |
| 610 | 1 | |a продуктивность пласта | |
| 610 | 1 | |a технологии доизвлечения | |
| 610 | 1 | |a моделирование | |
| 610 | 1 | |a types of residual oil | |
| 610 | 1 | |a reservoir properties | |
| 610 | 1 | |a reservoir productivity | |
| 610 | 1 | |a recovery technologies | |
| 610 | 1 | |a modeling | |
| 701 | 1 | |a Мухаметшин |b В. В. |g Вячеслав Вячеславович | |
| 701 | 1 | |a Ахметов |b Р. Т. |g Расуль Тухбатуллович | |
| 701 | 1 | |a Кулешова |b Л. С. |g Любовь Сергеевна | |
| 701 | 1 | |a Велиев |b Э. Ф. оглы |g Эльчин Фикрет оглы | |
| 701 | 1 | |a Балыкин |b Д. Н. |g Дмитрий Николаевич | |
| 701 | 1 | |a Вафин |b Р. В. |g Риф Вакилович | |
| 712 | 0 | 2 | |a Уфимский государственный нефтяной технический университет |b Октябрьский филиал |c (Барнаул) |9 28349 |4 570 |
| 712 | 0 | 2 | |a НИПИ «Нефтегаз» |4 570 |
| 801 | 0 | |a RU |b 63413507 |c 20240812 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80750 |z http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80750 | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2023/11/4179 |z https://doi.org/10.18799/24131830/2023/11/4179 | |
| 942 | |c CF | ||