Пожалуйста, используйте этот идентификатор, чтобы цитировать или ссылаться на этот ресурс: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80750
Полная запись метаданных
Поле DCЗначениеЯзык
dc.contributor.authorМухаметшин, Вячеслав Вячеславовичru
dc.contributor.authorАхметов, Расуль Тухбатулловичru
dc.contributor.authorКулешова, Любовь Сергеевнаru
dc.contributor.authorВелиев, Эльчин Фикрет оглыru
dc.contributor.authorБалыкин, Дмитрий Николаевичru
dc.contributor.authorВафин, Риф Вакиловичru
dc.date.accessioned2024-10-21T07:09:41Z-
dc.date.available2024-10-21T07:09:41Z-
dc.date.issued2023-
dc.identifier.citationВзаимосвязь между адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью и фазовой проницаемостью для нефти в продуктивных пластах западной Сибири / В. В. Мухаметшин, Р. Т. Ахметов, Л. С. Кулешова [и др.] // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов. — 2023. — Т. 334, № 11. — С. 177-186.ru
dc.identifier.issn2413-1830-
dc.identifier.urihttp://earchive.tpu.ru/handle/11683/80750-
dc.description.abstractАктуальность. 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.ru
dc.description.abstractRelevance. 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.en
dc.format.mimetypeapplication/pdf-
dc.language.isoruen
dc.publisherТомский политехнический университетru
dc.relation.ispartofИзвестия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334, № 11ru
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess-
dc.rightsAttribution-NonCommercial 4.0 Internationalen
dc.rights.urihttps://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/-
dc.sourceИзвестия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсовru
dc.sourceBulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineeringen
dc.subjectвиды остаточной нефтиru
dc.subjectколлекторские свойстваru
dc.subjectпродуктивность пластаru
dc.subjectтехнологии доизвлеченияru
dc.subjectмоделированиеru
dc.subjecttypes of residual oilen
dc.subjectreservoir propertiesen
dc.subjectreservoir productivityen
dc.subjectrecovery technologiesen
dc.subjectmodelingen
dc.titleВзаимосвязь между адсорбированной остаточной нефтенасыщенностью и фазовой проницаемостью для нефти в продуктивных пластах западной Сибириru
dc.typeArticleen
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/article-
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/publishedVersion-
dcterms.audienceResearchesen
local.description.firstpage177-
local.description.lastpage186-
local.filepathbulletin_tpu-2023-v334-i11-14.pdf-
local.filepathhttps://doi.org/10.18799/24131830/2023/11/4179-
local.identifier.bibrec(RuTPU)674035-
local.issue11-
local.localtypeСтатьяru
local.volume334-
dc.identifier.doi10.18799/24131830/2023/11/4179-
Располагается в коллекциях:Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов

Файлы этого ресурса:
Файл Описание РазмерФормат 
bulletin_tpu-2023-v334-i11-14.pdf1,02 MBAdobe PDFПросмотреть/Открыть


Лицензия на ресурс: Лицензия Creative Commons Creative Commons