ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ КАПИЛЛЯРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ


https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-4-24-37

Полный текст:


Аннотация

Капиллярные силы вместе с гравитационными силами контролируют первоначальное распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали, поэтому данные о кривых капиллярного давления могут использоваться для прогноза неподвижной и подвижной воды в гидрофобной системе по вертикали. Кривые капиллярного давления нужны для описания процесса заводнения в сложных, неоднородных пластах, применяются также для определения остаточной водонасыщенности и распределения пор по размерам. Стоит отметить, что капиллярные силы влияют на продвижение фронта заведения и, соответственно, на конечную нефтеотдачу пласта.


Об авторах

И. Б. РАТНИКОВ
ООО «Нефтеком»
Россия
г. Екатеринбург


Р. С. ШУЛЬГА
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия
г. Тюмень


Е. А. РОМАНОВ
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия
г. Тюмень


Список литературы

1. Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр. / редкол.: Мухаметшин В.Ш. и др.: в 4 т. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – Т.1. – 181 с.

2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Пер. с англ. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572 с.

3. Балобанова А.В., Рыков А.И. Обобщение результатов лабораторных исследований на керне и перспективы их применения при проектировании (в порядке обсуждения) // Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений: Сб. статей / Кол. авторов; Под общ. ред. Л.С. Бриллианта. – Тюмень: Печатный Дом «ЦЕССИЯ», 2008. – С. 206-210.

4. Бриллиант Л.С. [и др.] Методы расчета относительных фазовых характеристик при проектировании // Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений: Сб. статей / Кол. авторов; Под общ. ред. Л .С. Бриллианта. – Тюмень: Печатный Дом «ЦЕССИЯ», 2008. – С. 125-135.

5. Добрынин В.М. [и др.] Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. – М.: ВНИОЭНГ, 1988. (Обзор. информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»).

6. Дорогоницкая Л.М. [и др.] Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС. – STT, 2007. – 278 с.

7. Душейко Д.П. Обеспечение постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство, 2005. – № 8. – С. 82-84.

8. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. – М.: ВНИОЭНГ, 2001. – 212 с.

9. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов – М.: Недра, 1977. – 287 с.

10. Кучумов Р.Я., Перевозкин И.В. Системный анализ методов определения относительных фазовых проницаемостей при создании постояннодействующих геолого-технологических моделей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2008. – № 4. – С. 42-46.

11. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте (пер. с англ.). – М., Гостоптехиздат, 1961. – 570 с.

12. Степанов С.В. Использование данных разработки месторождения нефти для получения кривых фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство, 2006. – № 4. – С. 67-69.

13. Тимошенко А.А. Определение относительных фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации жидкости по промысловым данным // Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений: Сб. статей / Кол. авторов; Под общ. ред. Л.С. Бриллианта. – Тюмень: Печатный Дом «ЦЕССИЯ», 2008. – С. 145-154.

14. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 199 с.

15. Утарбаев А.И., Караваев А.Д. Определение относительных фазовых проницаемостей воды и нефти по промысловым данным разработки // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири (часть III), 2004. – С. 57-63.

16. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – М.: Недра, 1976. – 295 с.

17. Brown Harry W. Capillary pressure investigations//Trans of AMME. 1951. - V. 192-P. 67.

18. Burdine, N.T., Gournay, L.S., and Reichertz, P.P. Pore size distribution of petroleum reservoir rocks: Petroleum Transactions, AIME, 1950, v. 189, pp. 195- 204.

19. Pirson S.J., Boatman E.M. and Nettle R.L. Prediction of Relative Permeability Characteristics of Intergranular Reservoir Rocks from Electrical Resistivity Measurements, Journal of Petroleum Technology (May 1964), pp. 561-570.

20. Leverett M.C. Capillary behavior in porous solids. Trans. AIME, 1941, pp. 152-169.

21. Purcell W.R. Capillary pressures their measurements using mercury and the calculation of permeability therefrom. — Trans. AIME, 1949, v. 186, TP2603, pp. 39-46.

22. Ritter H.L. and Drake L.C. Pore size Distribution in Porous Materials. Ind. Eng. Chem. Analyt. Ed., Vol. 17, 1945, pp. 782-786.

23. Slobod R. L., Chambers A., Prehn W. L. Use of centrifuge for determining connate water, residual oil and capillary curves of small core samples. Trans. Of AIME. 1951. V.192. P.127.


Дополнительные файлы

Для цитирования: РАТНИКОВ И.Б., ШУЛЬГА Р.С., РОМАНОВ Е.А. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ КАПИЛЛЯРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ. Горные науки и технологии. 2016;(4):24-39. https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-4-24-37

For citation: Ratnikov I.B., Shulga R.S., Romanov E.A. Interpretation of research data curves capillary pressure. Mining science and technology. 2016;(4):24-39. (In Russ.) https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-4-24-37

Просмотров: 212

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2500-0632 (Online)