Микронеоднородность - пористая среда
Cтраница 1
Микронеоднородность пористой среды, определяемая изменчивостью размеров пор и смачиваемостью, оказывает существенное влияние на коллекторские свойства, полноту вытеснения нефти водой и распределение остаточной нефтенасыщенности. [1]
Микронеоднородность пористой среды, определяемая изменчивостью размеров пор и смачиваемостью, оказывает существенную роль на коллекторские свойства, полноту вытеснения нефти водой и распределение остаточной нефтенасыщенности. Коллекторские свойства основных месторождений РТ изменяются в пространстве закономерно. Лучшими коллекторскими свойствами обладают нефтенасыщенные пласты терригенного девона Бавлинского месторождения и северной части Ромашкинского, Ново-Елховского месторождений, а худшими большая часть Ново-Елховского, юга Ромашкинского месторождений и западного склона Южно-Татарского свода. [2]
Микронеоднородности пористой среды и наличие в ней нескольких фаз ( нефть газ вода твердая поверхность среды) могут оказывать заметное влияние на характер течения и величину гидравлических сопротивлений, возникающих при ламинарной фильтрации жидкости. [3]
Микронеоднородность пористых сред, в том числе горных пород, обусловливается структурой пустотного пространства и в первую очередь разноразмерностью поперечного сечения проточных пор. В конечном итоге этим определяется неоднородность пористых сред по пористости и проницаемости, а также характер различных явлений, связанных с фильтрацией жидкостей и газов, с нефтегазонасы-щенностью и нефтегазоотдачей пород. Поэтому конкретная форма оценки микронеоднородности пород в виде соответствующего коэффициента имеет большое значение. [4]
Вследствие микронеоднородности пористой среды и извилистости поровых каналов жидкость ( газ) движется в поровом пространстве с изменяющейся от точки к точке скоростью. [5]
Наиболее полно микронеоднородность пористой среды и картину микропотоков жидкости в пласте отображает математическая модель, основанная на статистическом методе распределения пор по размеру. [6]
Этот коэффициент является результатом влияния микронеоднородности пористой среды ( пространственной сети поровых каналов) и действия капиллярных сил на фоне этой микронеоднородности на контакте нефти и вытесняющего агента. Капиллярные силы создают гигантские градиенты капиллярного давления, которые действуют стремительно и почти хаотически, поскольку почти хаотической является неоднородность поровых каналов; они замыкают и захороняют остаточную нефть. Градиенты капиллярного давления несравнимо велики против градиентов, создаваемых ( Рсн - Рсз) - разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [7]
 |
График для оценки. [8] |
Из рис. 28 видно, что с увеличением коэффициента микронеоднородности пористой среды средний радиус пор ее резко увеличивается. [9]
Некоторые колебания отношений скоростей, по всей вероятности, объясняются микронеоднородностью пористой среды. [10]
 |
Схема вытеснения рассеянной остаточной нефти из заводненной части пласта водой ( а и раствором ПАВ ( б. [11] |
Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. В этом случае смачиваемость пласта не оказывает существенного влияния на эффективность вытеснения нефти. [12]
Снижение газоотдачи при высоких скоростях происходит, по-видимому, из-за проявления микронеоднородности пористой среды. [13]
Получена характеристика капиллярных противотоков нефти и воды в пластах на основе отображения микронеоднородности пористой среды функцией распределения размеров пор и норовых каналов при избирательной фильтрации. Эта характеристика позволяет определять глубину и скорость межслойной капиллярной пропитки. Скорость капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои из обводненных уменьшается во времени. [14]
 |
Образование нефтяного вала при вытеснении остаточной нефти мицеллярным раствором. [15] |
Страницы: 1 2 3 4