Средний коэффициент - вытеснение
Cтраница 1
Средний коэффициент вытеснения предлагается вычислять как математическое ожидание корреляционной связи коэффициента вытеснения от проницаемости в зависимости от дифференциального распределения проницаемости, построенного по всем анализам из данного пласта, и нижнего предела проницаемости. В расчетах можно использовать зависимость коэффициейта вытеснения от любого параметра пласта, а не только от проницаемости, лишь бы связь была достоверна. [1]
При этом средний коэффициент вытеснения достигает своего предельного значения после прокачки соответственно 19 24 - 3 10 поровых объемов воды. [2]
ПДС, средний коэффициент вытеснения нефти из модели пласта увеличивается. Уменьшение ее концентрации приводит к ухудшению показателей эффективности процесса довытеснения остаточной нефти. [4]
Такой способ позволяет быстро определить средний коэффициент вытеснения на ЭВМ при любом нижнем пределе проницаемости ( Кнш) по одному графику дифференциального распределения проницаемости ф ( К), построенному по всем образцам данного пласта. [5]
Обобщена формула М. М. Саттарова для расчета средних коэффициентов вытеснения. [6]
Эта зависимость более удобна при расчете среднего коэффициента вытеснения для всей нефтяной залежи в случае, когда вязкость нефти по объему залежи изменяется, например, при переходе от купольной центральной зоны с менее вязкой нефтью к периферийным зонам залежи с более вязкой нефтью. Обычно изменение вязкости нефти по объему залежи подчиняется какому-либо закону распределения, например, бета-распределению. [7]
То же самое происходит с соотношениями минимального и среднего коэффициента вытеснения к коэффициенту вытеснения нефти из высокопроницаемого пропластка. По результатам отдельных экспериментов и из данных табл. 3.1 и 3.2 также видно, что разница между коэффициентами вытеснения отдельных пропластков возрастает с увеличением соотношения коэффициентов их проницаемости. Причем эта разница с увеличением Kj / K2 достигает значительной величины. [8]
По результатам экспериментальных исследований установлена линейная зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта от соотношения коэффициентов проницаемости пропластков: он увеличился с 9 8 до 65 %, а Кв ср вырос с 40 4 до 65 3 %, что является следствием увеличения дренирования менее проницаемого про-пластка. [9]
С увеличением соотношения коэффициентов проницаемостей прослоев выше 18, средний коэффициент вытеснения нефти не превышает 40 % независимо от объема прокачанной воды. [10]
Характер изменения кривой фильтрационного сопротивления предопределяет и величину прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из неоднородного пласта. После закачки 1 5 перового объема воды после ПДС прирост коэффициента вытеснения для пластов составил 2 4 % против 4 7 % для пласта с маловязкой нефтью в аналогичных условиях. Улучшение процесса вытеснения при этом происходит за счет увеличения охвата пласта воздействием за счет активизации вытеснения нефти из низкопроницаемого про-пластка. [11]
В связи с ограниченным количеством анализов в зависимости от способа расчета получаются различные средние коэффициенты вытеснения. [12]
Из анализа данных, представленных на рис. 6.8, видно, что максимальный прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта и R, равный соответственно 18 7 % и 4 52, достигается при использовании 1 % - ного раствора алюмохлорида в качестве модификатора ПДС. [13]
Если в пазу расположены 5ni стержней с числом т элементарных проводников в каждом, то средний коэффициент вытеснения тока для паза, как известно ( см. гл. [14]
 |
Зависимость подвижности жидкости от содержания глины, входящей в состав ПДС. [15] |
Страницы: 1 2