Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений соликамской депрессии

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и разработки нефтяных месторождений и является петрофизической основой подсчета извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.

Для понимания существа вопроса, следует указать, что Соликамская депрессия представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру, сформировавшуюся в раннепермское время (около 300 млн лет назад). В тектоническом отношении приурочена к зоне Предуральского краевого прогиба. Расположена в северной части Пермского края. Отложения башкирского яруса представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение и в нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Абсолютные отметки кровли башкирского яруса в пределах Соликамской депрессии (Предуральский краевой прогиб) находятся в интервале от - 1400 м до - 1800 м [Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. - 335 с.].

Известны универсальные способы определения коэффициента вытеснения нефти, применимые для различных отложений (Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И. - Пермь, 1980. - 12 с. и Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. - Пермь, 1988. - 12 с.), включающие отбор образцов, определение проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, а также определение дополнительно количества смол силикагелевых и асфальтенов в нефти. При этом значение коэффициента вытеснения нефти Квт водой, согласно указанным известным рекомендациям, рассчитывают по соответствующей математической формуле, с учетом измеренных значений проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, количества в нефти смол силикагелевых и асфальтенов.

Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем специальном оборудовании для моделирования пластовых условий. Кроме того, эти известные способы не отличаются высокой точностью (относительная погрешность - 5,9-6,2%; абсолютная погрешность - 3,2-3,4%).

Также известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, описанный в автореферате к диссертации «Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях» (автор Хижняк Г.П., 2012 (http://www.dissercat.com/content/kompleksnoe-reshenie-problemy-otsenki-koeffitsienta-vytesneniya-nefti-v-razlichnykh-geologo-), согласно которому производят отбор образцов, определяют проницаемость продуктивной породы по нефти (Кпрн), вязкость (μн) нефти, а значение коэффициента вытеснения нефти для образца устанавливают с использованием отношения указанных выше параметров Кпрн/μн.

Недостатком указанного известного способа является недостаточная точность результатов по установлению коэффициента вытеснения нефти, а именно: относительная погрешность - находится в диапазоне 7,5-12,5%; абсолютная погрешность - 4,9-8,4%.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях), который можно использовать для любых видов горных пород, в том числе и для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. Согласно известному способу производят изготовление из керна стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование содержащейся нефти из изготовленных образцов, высушивание их до постоянной массы, и измерение размеров цилиндрических образцов, после чего производят определение коэффициента пористости (Кп) образца, его коэффициента проницаемости по газу (Кпрг), далее выполняют водонасыщение под вакуумом проэкстрагированных образцов пластовой водой, создают остаточную водонасыщенность (Ков), соответствующую начальному максимальному нефтенасыщению, производят донасыщение нефтью и выдерживают несколько часов при заданных давлении и температуре. Вытеснение нефти из образца производится с постоянной заданной скоростью, посредством прессов или насосов. Коэффициент вытеснения нефти Квт в известном способе определяют по формуле:

Квт=Vн/Vн.нач,

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.;

Vн.нач - объем нефти, первоначально содержащейся в образце, определяемый по разности объемов пустот и остаточной воды, см3;

Vн - объем вытесненной из образца нефти, см3.

Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого испытания, что усложняет способ.

Кроме того, точность определения Квт указанным известным способом составляет величину 5% и более, что может привести к ошибочным выводам при подсчете запасов нефти в пласте.

Таким образом, опыт определения коэффициента вытеснения нефти показал, что применяемые в настоящее время известные способы определения не обладают достаточной точностью и надежностью в плане обеспечения достоверности результатов.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, за счет увеличения при его определении числа информационных показателей и определенной взаимосвязи между ними.

Дополнительным техническим результатом является упрощение способа, за счет исключения длительных и трудоемких лабораторных операций по определению коэффициента вытеснения нефти, и за счет того, что при его реализации используют параметры образца, определяемые в массовом порядке при стандартных лабораторных исследованиях керна.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μн,, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производится вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности и определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, и далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, новым при этом является то, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:

Z=-101,442+191,381⋅Кп-29,490⋅Ков-13,620⋅Кпрг+35,118⋅ρ,

где Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;

Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм2;

ρ - объемная плотность горной породы, г/см3;

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:

- при Z>0 - горную породу относят к первому классу;

- при Z<0 - ко второму классу;

далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:

КвтМ1=А0+А1⋅Кпрг+А2⋅μн+А3⋅(Кпрг/μн)+А4⋅ρ+А5⋅Ков,

где А0, Al, А2, A3 и А4 - коэффициенты и равны: А0=1,1483,

А1=-5,6251, А2=0,1718, А3=16,1795, А4=-0,4404, А5=-0,1534.

Таким образом, для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:

А для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:

КвтМ2=В0+В1⋅Кпрг+В2⋅(Кпрг/μн),

где В0, B1, В2 - коэффициенты и равны: В0=0,5712, В1=0,1914, В2=0,2823.

Таким образом для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:

КвтМ2=0,5712+0,1914⋅Кпрг+0,2823⋅(Кпрг/μн),

где КвтМ1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;

КвтМ2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;

μн - вязкость нефти, мПа⋅с.

Значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и известному значению вязкости нефти μн.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Для понимания существа вопроса следует пояснить, что башкирские карбонатные отложения Соликамской депрессии, расположенной в северной части Пермского края, являются одними из основных объектов нефтедобычи в этих регионах. Коэффициент вытеснения нефти, входя в основную формулу подсчета извлекаемых запасов нефти, является петрофизической основой их подсчета в породах, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.

Благодаря расширению количества используемых в предлагаемом способе информационных показателей (помимо определения стандартных характеристик: коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, коэффициента пористости Кп, коэффициента проницаемости образца по газу Кпрг и вязкости нефти μн, дополнительно определяется объемная плотность ρ горной породы), а также благодаря разнесению пород по классам, возникает возможность дифференцированно оценить коэффициент вытеснения нефти водой различных зон продуктивных пластов и достоверно оценить извлекаемые запасы в башкирских карбонатных отложениях Соликамской депрессии.

За счет того что экспериментальным путем были получены определенные зависимости для математического расчета Квт для горных пород первого и отдельно для пород второго класса, обеспечивается дополнительная информационная связь указанных выше параметров образца между собой, что делает предлагаемый способ достоверным и точным.

Для доказательства такого вывода, приводим иллюстрацию в виде двух рисунков. На Рис. 1 приведена зависимость модельного, т.е. математически рассчитанного по уравнению (1) значения КвтМ, от экспериментального значения Квт без разделения данных на классы, полученная при реализации предлагаемого способа с использованием параметра «объемная плотность ρ горной породы»:

На Рис. 2 - приведена полученная при реализации предлагаемого способа аналогичная зависимость с разделением исходных данных на классы. Модельные (расчетные) значения КвтМ1 (для горной породы первого класса) и КвтМ2 (для горной породы второго класса), рассчитаны по уравнениям (2) и (3):

Корреляционное поле фактических и рассчитанных по уравнениям (2) и (3) значений коэффициента вытеснения (рис. 2) показывает, что они хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,013 д.ед. и средней относительной

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой достоверностью определить значение Квт по данным стандартных исследований керна. Статистически обоснованы регрессионные уравнения для оценки Квт в башкирских карбонатных отложениях месторождений Соликамской депрессии.

Благодаря исключению ряда лабораторных операций, влекущих за собой необходимость использования дорогостоящего оборудования и требующих значительных временных затрат, способ является простым в реализации.

При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).

1. Из керна продуктивных карбонатных пластов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Логовского и Мысьинского месторождений Соликамской депрессии Пермского края изготовили стандартные цилиндрические образцы диаметром 0,30 см: 9 шт. - для Логовского месторождения, 10 шт. - для Мысьинского месторождения.

2. Затем указанные образцы подвергали экстрагированию от нефти и высушивали до постоянной массы, определяя вес P1 (г) каждого сухого проэкстрагированного образца.

3. У каждого образца определяли коэффициент пористости (Кп, д.ед.) (ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения) и абсолютную проницаемость по газу (Кпрг, мкм2) (ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации), например, с помощью автоматического прибора для определения пористости и проницаемости «АР-608» (США, «Coretest Systems»).

4. Далее под вакуумом на Автоматической установке насыщения керна AST-600 (США, «Core Lab Instruments») производили 100%-ное насыщение всех образцов жидкостью: пластовой водой или ее моделью, с последующим взвешиванием каждого насыщенного образца как в насыщающей жидкости Р2 (г), так и в воздухе Р3 (г), и с использованием этих параметров определяли объемную плотность ρ (г/см3) горной породы, из которой выполнен образец, по формуле:

где ρж - плотность жидкости, г/см3.

При этом в качестве пластовой воды использовали ее модель - 4-х нормальный раствор хлорида натрия NaCl:

- Логовское месторождение - плотность - 1,177 г/см3;

- Мысьинское месторождение - плотность - 1,159 г/см3.

5. Затем методом капилляриметрии производили вытеснение воды из образцов, например, на Капилляриметре групповом В32-32 (Россия, НТЦ «Амплитуда»), до значения остаточной водонасыщенности, соответствующей начальной нефтенасыщенности продуктивного пласта, и определяли вес образца с остаточной водой Р4 (г). С учетом полученных показателей рассчитывали коэффициент остаточной водонасыщенности Ков по формуле:

6. С помощью линейного дискриминантного анализа [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] по средним значениям коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, плотности ρ горной породы и коэффициента пористости Кп рассчитывали дискриминатную функцию Z по формуле:

По знаку числового значения указанной дискриминантной функции Z определяли класс [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] модели пласта исходя из следующего:

при Z>0 - горную породу относят к первому классу;

при Z<0 - горную породу относят ко второму классу.

Расчет показал, что дискриминантная функция Z образца Логовского месторождения имеет положительное значение (Z>0), т.е. образец относится к первому классу, дискриминантная функция Z образца Мысьинского месторождения имеет отрицательное значение (Z<0) - т.е. образец относится ко второму классу.

В таблице 1 приведены характеристики образцов пласта башкирских отложений. Причем следует указать, что из образцов одного месторождения, приведенных в таблице 1, компонуется модель пласта этого месторождения, и вместо лабораторного, длительного и трудоемкого определения на ней Квт по прототипу, этот Квт рассчитывается по вышеуказанной математической формуле (2) или (3) по средним значениям для образцов модели параметров Кп, Кпрг и др.

В таблице 2 приведены данные о средних характеристиках моделей пласта башкирских карбонатных отложений Логовского и Мысьинского месторождений Соликамской депрессии Пермского Прикамья и результаты дискриминантного анализа.

Значение P(Z)_1=0.998 для модели Логовского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели к 1-му классу, а значение P(Z)_2=1 для модели Мысьинского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели ко 2-му классу.

Для обоих классов методом регрессионного анализа обоснованы многомерные регрессионные уравнения для расчета значений коэффициента вытеснения нефти для породы первого класса КвтМ1 и для породы второго класса КвтМ2 по формулам:

- для 1 класса:

- для 2 класса:

Рассчитанные таким образом значения коэффициента вытеснения нефти равны:

- 1 класс, модель пласта Логовского месторождения - Квт=0,531;

- 2 класс, модель пласта Мысьинского месторождения - Квт=0,640.

Сравнение определенных по предлагаемому способу значений КвтМ1 и КвтМ2 с определенными экспериментально по прототипу для моделей башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии значениями Квт свидетельствует о высокой точности предлагаемого способа. Абсолютная ошибка расчета (ΔКвтабс) не превысила 0,006 ед., относительное отклонение (ΔКвтотн) - не более 0,85%. Данные приведены в таблице 3.

Достоверность предлагаемого способа в сравнении с прототипом представлена на рис. 1 и рис. 2. На рис. 1 приведена зависимость фактических Квт и модельных КвтМ значений коэффициента вытеснения башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, рассчитанных без разделения моделей пласта на классы. На рис. 2 приведена зависимость фактических Квт и модельных КвтМ1, КвтМ2 значений коэффициента вытеснения после разделения исходной выборки на классы.

Данные, приведенные на рис. 1, показывают, что при сопоставлении модельных и фактических значений Квт поле корреляции состоит из двух частей: при значениях Квт меньших 0,53 - модельные значения преимущественно превышают фактические, при Квт больших 0,53 - модельные значения существенно отличаются от экспериментальных, и корреляционное поле имеет значительный разброс вокруг линии равных значений. Это позволило сделать предположение о неоднородности выборки и наличии обособленных групп значений. Данные, приведенные на рис. 2, показывают, что фактические Квт и модельные (по классам) КвтМ1, КвтМ2 значения коэффициента вытеснения хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,013 д.ед. и средней относительной .

Погрешность относительная по прототипу составляет 5%, в то время как по предлагаемому способу погрешность выявлена в пределах 0-0,85% (табл. 3).

Благодаря тому, что предлагаемый способ позволяет проводить определение Квт с точностью, превышающей в 5,9 раз точность определения этого показателя по прототипу, обеспечивается наиболее точное представление о распределении запасов нефти. Это позволяет не только уточнить подсчет запасов, но и внести коррективы при осуществлении проекта рациональной разработки нефтяной залежи.

Примечание:

P(Z)_1 - вероятность отнесения образца пласта к 1-му классу,

P(Z)_2 - вероятность отнесения образца пласта ко 2-му классу.

ΔКвтабс - абсолютная ошибка расчета;

ΔКвтотн - относительное отклонение;

Квт - коэффициент вытеснения нефти, определенный по прототипу, д.ед.;

КвтМ - коэффициент вытеснения нефти, определенный по предлагаемому способу, д.ед.

1. Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μн, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности, определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, отличающийся тем, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:

Z=101,442-191,381⋅Кп+29,490⋅Ков+13,620⋅Кпрг-35,118⋅ρ,

где Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;

Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм2;

ρ - объемная плотность горной породы, г/см3,

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:

при Z>0 горную породу относят к первому классу;

при Z<0 - ко второму классу,

далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:

КвтМ1=1,1483-5,6251⋅Кпрг+0,1718⋅μн+16,1795⋅(Кпрг/μн)-0,4404⋅ρ-0,1534⋅Ков,

а для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:

КвтМ2=0,5712+0,1914⋅Кпрг+0,2823⋅(Кпрг/μн),

где КвтМ1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;

КвтМ2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;

μн - вязкость нефти, мПа⋅с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и остаточной водонасыщенности Ков, объемной плотности горной породы ρ и известному значению вязкости нефти μн.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.

Изобретение относится к методам исследования материалов, а именно к исследованию пористости бумаги. Предложен способ определения пористости бумаги, включающий нанесение одной или нескольких капель каменноугольной смолы на исследуемый лист бумаги, сопоставление диаметра проявившегося центрального однотонного пятна каменноугольной смолы с эталонным значением диаметра центрального пятна, соответствующим конкретному размеру пор бумаги.

Изобретение относится к методам исследования материалов, а именно к исследованию пористости бумаги. Предложен способ определения пористости бумаги, включающий нанесение одной или нескольких капель каменноугольной смолы на исследуемый лист бумаги, сопоставление диаметра проявившегося центрального однотонного пятна каменноугольной смолы с эталонным значением диаметра центрального пятна, соответствующим конкретному размеру пор бумаги.
Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может найти применение в строительной, горной и других отраслях промышленности преимущественно при определении пористости пористых строительных материалов.
Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может найти применение в строительной, горной и других отраслях промышленности преимущественно при определении пористости пористых строительных материалов.

Изобретение относится к теоретической теплотехнике. Способ определения коэффициента диффузии жидкости в капиллярно-пористом теле, включающий погружение в воду капиллярно-пористого тела и определение изменения с течением времени его массы, отличающийся тем, что на тело воздействуют ультразвуком, по результатам эксперимента строят зависимость натурального логарифма избыточной массы от времени, на полученной зависимости выделяют стадию регулярного режима влагопереноса, характеризуемую тем, что опытные точки на графике сгруппированы около прямой линии, а тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс на графике численно равен значению темпа регулярного режима влагопереноса, затем коэффициент диффузии жидкости в капиллярно-пористом теле определяют по формуле: D=Km, где K - коэффициент формы тела; m - темп регулярного режима влагопереноса.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для управления процессом изготовления пористого изделия. В способе оценки распределения пористости внутри пористого изделия, такого как гофрированный фильтр, табачный штранг или сигарета, получают цифровое изображение поперечного участка изделия и определяют долю пор на участке для каждой из нескольких имеющих идентичные размеры подобластей поперечного участка изделия.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для управления процессом изготовления пористого изделия. В способе оценки распределения пористости внутри пористого изделия, такого как гофрированный фильтр, табачный штранг или сигарета, получают цифровое изображение поперечного участка изделия и определяют долю пор на участке для каждой из нескольких имеющих идентичные размеры подобластей поперечного участка изделия.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения трещинной пористости горных пород. Способ определения трещинной пористости горных пород включает в себя экспериментальное определение скорости (Vp) распространения упругой продольной волны каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%, общую пористость (Кп.общ.) каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения трещинной пористости горных пород. Способ определения трещинной пористости горных пород включает в себя экспериментальное определение скорости (Vp) распространения упругой продольной волны каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%, общую пористость (Кп.общ.) каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80% с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит неионное поверхностно-активное вещество - НПАВ, органическую кислоту, выбранную из лимонной кислоты, дигликолевой кислоты, гликолевой кислоты, или ее соль и нагнетаемую воду, где НПАВ представляет собой алкоксилированный алкилфенол, содержащий одну или более пропоксилатных групп и одну или более этоксилатных групп, где алкилфенол представляет собой фенол, содержащий одну или более присоединенных линейных или разветвленных С1-С25 алкильных групп, а соотношение между содержанием органической кислоты или ее соли и НПАВ составляет от 0,05:15 до 2:10 массовых частей соответственно. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает перемешивание указанного НПАВ с указанной органической кислотой или ее солью и нагнетаемой водой. Способ извлечения ископаемых флюидов из содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает нагнетание указанной выше композиции в одну или более нагнетательных скважин таким образом, чтобы впоследствии добывать нефть из одной или более добывающих скважин. Упаковка поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит указанные НПАВ и органическую кислоту или ее соль. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, особенно при высоких солености и температуре. 4 н. и 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы, из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх