Микронеоднородность - пористая среда
Cтраница 2
Количество диспергированной воды в переходной зоне зависит от компонентного состава мицеллярного раствора и микронеоднородности пористой среды. Если бы пористая среда была образована каналами равного сечения, мицеллярный раствор полностью вытеснял бы всю нефть и воду. [16]
Исследования показывают, что нефтеотдача пласта в безводный период может колебаться в зависимости от вязкости нефти, темпа отбора и от микронеоднородности пористой среды ( неоднородность даровых каналов) от нескольких процентов до 50 - 60 % от абсолютных запасов. При этом с увеличением вязкости нефти, микронеоднородности пласта и темпа отбора нефти при высокой ее вязкости нефтеотдача в безводный период уменьшается. [17]
Совершенно противоположный вывод делает Блэквелл [146], который приводит данные о заметном уменьшении коэффициента Z2 с ростом размера частиц, причем приписывает этот эффект влиянию микронеоднородности пористой среды, степень которой возрастает с уменьшением размера частиц. Наконец, Эбах [176] считает, что при d Ss 0 06 см коэффициент Z) 2 не зависит от размера частиц. [18]
Получаемый реагент может применяться как в известных способах разработки залежей углеводородов заводнением, так и в появившихся в последнее время способах, учитывающих макро - и микронеоднородность пористой среды, особенности изометрической поверхности кровли разрабатываемого горизонта, характеристики вытесняющего агента. [19]
При этом коэффициенты диффузии vf состоят из молекулярной составляющей v ( m) i, зависящей только от состава г-й фазы, и конвективной составляющей vmi, зависящей от микронеоднородности пористой среды и скорости фильтрации v ( A. [20]
При этом коэффициенты диффузии v - состоят из молекулярной составляющей v ( m) i, зависящей только от состава г-й фазы, и конвективной составляющей v ( IJi, зависящей от микронеоднородности пористой среды и скорости фильтрации vt ( A. [21]
 |
Образование целиков при вытеснении газа водой из макрооднородного. [22] |
Микронеоднородность пористой среды приводит к интенсивной пропитке встречающихся малопроницаемых зон, в результате чего фронт вытеснения имеет неустойчивую конфигурацию и часть газа блокируется в целиках. Движение в пласте происходит в основном по сообщающимся зонам высокой водонасыщенности, где подвижность газа, как показано выше, мала. [23]
На процессы вытеснения нефти из пористой среды существенное влияние оказывают капиллярные явления, причем это может происходить по-разному. В гидрофильной пористой среде вследствие микронеоднородности пористой среды на границе водонефтяного контакта капиллярные силы оказываются больше в порах меньшего размера. [24]
Однако учет этого дополнительного эффекта должен быть вполне обоснован. Первый из этих коэффициентов зависит от микронеоднородности пористой среды, несовместимости нефти, вытесняющей воды и капиллярных сил, возникающих на контакте нефти и воды и замыкающих остаточную нефть. В лабораторных условиях при достаточном числе и представительности маленьких моделей и практически неограниченной прокачке вытесняющего агента ( что вполне достижимо на маленьких моделях) коэффициент нефтеотдачи приближается к коэффициенту вытеснения. [25]
Если относительная проницаемость для несмачивающей фазы достигает единицы где-то между началом координат и точкой начала движения смачивающей фазы, то это означает, что относительная проницаемость для несмачивающей фазы ухудшилась вследствие закупорки некоторой части проточных поровых каналов глобулами обеих фаз. Последнее обусловливается проявлением капиллярных сил и характером микронеоднородности пористой среды, способствующей появлению микрообходов. [26]
В работе [6] показано, что процесс фильтрации жидкости при низких градиентах давления характеризуется отклонениями от линейного закона фильтрации. Это нарушение линейного закона фильтрации нами объясняется микронеоднородностью пористой среды. Иначе говоря, в любом эквипотенциальном сечении пористая среда может быть представлена совокупностью норовых каналов, размеры которых могут изменяться в широких пределах с определенной вероятностной плотностью распределения. Это позволяет предположить, что в наиболее мелкой части поровых каналов за счет сил межмолекулярного взаимодействия между поверхностью пористой среды и жидкостью последняя может находиться в неподвижном состоянии при низких значениях градиента давления. [27]
Количественная оценка микропроцессов заводнения продуктивных нефтеносных пластов возможна при наличии характеристики неоднородности внутренней структуры пористой среды. Функции распределения размеров пор F ( б) отображают статическую микронеоднородность пористой среды. [28]
Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40 - 50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой ( связанной) воды. [29]
Каждый из коэффициентов отражает действие одного из существенных факторов: плотности проектной сетки скважин, несовместимости нефти и вытесняющего агента, ограниченности объема прокачиваемого агента по экономической причине, ограниченной долговечности скважин и дублирования вышедших из строя, самопотребления части добытой нефти при тепловых методах воздействия на нефтяные пласты. Причем все эти факторы действуют на фоне прерывистости и неоднородности продуктивных пластов, прерывистости разделяющих пропластков и микронеоднородности пористой среды. Знать количественную оценку действия каждого из перечисленных факторов необходимо, чтобы эффективно управлять разработкой нефтяных залежей. [30]
Страницы: 1 2 3 4