Конечный коэффициент - вытеснение
Cтраница 2
 |
Зависимость ( t от tn при макрозащемлении газа для образца 1733. [16] |
На рис. 44, а, б представлены зависимости конечного коэффициента вытеснения от коэффициентов проницаемости и среднего радиуса пор. [17]
Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличением содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за безводный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением. [18]
 |
Зависимость прироста коэффициента вытеснения ДР от остаточной нефтенасыщенности SH. OCT. [19] |
Эффективность довытеснения нефти соответствующими оторочками реагентов будет определяться, как видно из (4.8), значением конечного коэффициента вытеснения, определяющим интенсивность доотмыва. [20]
Результаты анализа данных многочисленных экспериментов [7, 8, 10, 12, 13, 14] показали, что при вытеснении различных неф-тей водами с добавкой ПАВ конечный коэффициент вытеснения увеличивается от 5 до 18 %, а темп вытеснения - в 1 5 - 2 раза. [21]
Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 50 - Ю3 Па-с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0 35 - 0 4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой. [22]
Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 50 - 10 3 Па-с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0 35 - 0 4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой. [23]
Из рис. 24, 25, а также из данных таблицы следует, что увеличение температуры с 20 до 70 С не повлияло на конечный коэффициент вытеснения газа водой. [25]
Для определения & но по рпп необходимо добиваться полного вытеснения нефти из промытой зоны пласта, что возможно лишь при исследованиях с воздействием на призабойную зону; в противном случае будут получены завышенные значения & но, не соответствующие конечному коэффициенту вытеснения нефти. Кроме того, для получения достоверных результатов необходимо иметь уверенную информацию о наличии и глубине зоны проникновения. [26]
Сравнение экспериментальных данных, полученных на моделях неоднородного пласта с различной пористой средой, показало, что для полимиктовых пористых сред характерны более низкая начальная нефтенасыщенность ( на 8 - 10 %) и более высокая пористость ( на 5 - 6 %) при одинаковой проницаемости по воздуху, а также более низкие значения конечного коэффициента вытеснения ( на 7 - 8 %) по сравнению с пористыми средами, представленными кварцевым песком. Для полимиктовых коллекторов также характерны низкие значения подвижности воды, что очевидно связано с набуханием глинистых частиц, входящих в состав пористой среды. [27]
Из рис. 9 видим, что с повышением температуры пласта показатели процесса вытеснения улучшаются. Конечный коэффициент вытеснения увеличивается с 43 2 % при температуре 30 С до 83 6 % при 200 С. [28]
Согласно уравнению (4.12), для данной оторочки можно оценить прирост коэффициента вытеснения при различных значениях остаточной нефтенасыщенности пористой среды. Сравнение интенсивности доотмыва ( с) и конечного коэффициента вытеснения () для одинакового значения остаточной нефтенасыщенности показывает, что интенсивность доотмыва возрастает с ростом содержания СС2, в газовой смеси. [29]
Из-за отсутствия количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с тем, что на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения нефти водой оказывают существенное влияние многие свойства нефти, проявляющиеся одновременно. [30]
Страницы: 1 2 3