Насыщенность - пора
Cтраница 2
При всех водонапорных режимах насыщенность пор нефтью остается постоянной внутри залежи и снижается в зоне вытеснопия от своего начального значения до конечного. [16]
При этом предполагается, что насыщенность пор продуктивного пласта нефтью и водой меняется скачкообразно от некоторой начальной величины до некоторой конечной, и сразу же за фронтом нагнетаемой воды проницаемость для нефти равна нулю. [17]
На рис. З.б. показано изменение насыщенности пор выпавшим конденсатом по ра-ди су дренируемой зоны. Как видно in этого рнс тпса, насыщение пор конденсатом вблизи ствола происходит быстро. На этом же рисунке кривой 2 показано распределение давления в пласте. В зоне незнащггельного снижения давления выпадение конденсата настолько небольшое, что этими изменениями состава газа можно пренебречь. [18]
Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами. Однако существуют диапазоны изменения насыщенности пористой среды газом, водой или нефтью, в пределах которых относительные фазовые проницаемости остаются ( или принимаются) практически постоянными. Граница этих областей характеризует либо порог подвижности флюидов, либо величины остаточных газо -, водо -, неф-тенасыщенностей. [19]
Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии. [20]
 |
Нормальная фильтрация из канала. [21] |
Величина фазовой проницаемости возрастает с увеличением степени насыщенности пор или трещин породы рассматриваемой фазой. [22]
Тебуровые растворы, фильтрат которых проникая в пласт7 меньшаеТ - стеТТени насыщенности пор углеводородами или, будучи инородными жидкостями ( фильтраты водных глинистых растворов), легко и быстро удаляются из при-забойных зон. Лучше других сохраняют фильтрационные свойства нефтяного пласта буровые растворы, приготовленные не на воде, а на углеводородной основе. Предотвращение открытого фонтанирования в случае аварийной ситуации достигается с помощью специальных герметизирующих устройств ( превенторов), устанавливаемых на устье скважины при ее строительстве. [23]
Удельная электропроводность коллектора данного типа, очевидно, будет пропорциональна степени насыщенности пор проводящей жидкостью. Величина SB недоступна для непосредственного определения, поэтому оценить % можно только на основании более или менее обоснованных предположений. [24]
Этот метод основан на некотором упрощении экспериментальных зависимостей от фазовых проницаемостей насыщенности пор пласта нефтью и водой. [25]
Здесь р - - пластовое давление в газоконденсатной области; Рк - насыщенность пор жидким конденсатом; ск - содержание конденсата в газовой фазе; Y - отношение плотностей конденсата в жидкой и газовой фазе в нормальных условиях; kr и kK - фазовые проницаемости для газа и конденсата; ц г, ( АК, Л - вязкость газа, конденсата и воды соответственно; SK - растворимость газа в конденсате; ак - объемный коэффициент конденсата; р - коэффициент температурной поправки; z - коэффициент сжимаемости газа; т - пористость среды; р0, р3 и р - давления начальное пластовое, на забое скважины и в водяной области соответственно; h - мощность; k - проводимость в. [26]
В условиях вытеснения нефти водой при гидродинамических расчетах часто полагают, что насыщенность пор породы коллектора нефтью и водой в любой точке при прохождении через эту точку водонефтяного контакта меняется мгновенно ( скачком) от некоторой начальной до некоторой конечной величины. Между тем экспериментальные и теоретические исследования показывают, что за фронтом водонефтяного контакта вплоть до места начального положения контура нефтеносности существует зопа движения водонефтяной смеси. В этой зоне фазовые проницаемости для нефти и воды значительно ниже, чем для любой из жидкостей при движении одной из них и неподвижной другой. Таким образом, фактические общие фильтрационные сопротивления иногда значительно отличаются от фильтрационных сопротивлений, подсчитанных по схеме поршневого вытеснения, что может внести существенные погрешности в величины определяемых дебитов или давлений. [27]
 |
Кривая изменения насыщенности пор при линейном вытеснении нефти водой. [28] |
В условиях вытеснения нефти водой при гидродинамических расчетах часто полагают, что насыщенность пор породы коллектора нефтью и водой в любой точке при прохождении через эту точку водонефтяного контакта изменяется мгновенно ( скачком) от некоторого начального до некоторого конечного значения. Между тем по данным экспериментальных и теоретических исследований такое предположение близко к истине лишь при вытеснении водой маловязких нефтей ( с вязкостью, мало превышающей вязкость воды), тогда как для более вязких нефтей за фронтом водонефтяного контакта вплоть до места начального положения контура нефтеносности существует зона движения водонефтяной смеси. В этой зоне фазовые проницаемости для нефти и воды значительно ниже, чем для любой из жидкостей при движении одной из них и неподвижной другой. Таким образом, фактические общие фильтрационные сопротивления часто значительно отличаются от фильтрационных сопротивлений, определенных по схеме поршневого вытеснения. Это может внести существенные погрешности при подсчете дебитов или давлений. [29]
Чем меньше w, тем больше pK ( w): при очень малой насыщенности пор водой она адсорбируется на поверхности твердых частиц - образуется прочно связанная вода, которую трудно отделить даже при очень больших скоростях центрифугирования. Зависимость pK ( w) от w при малых значениях w носит гиперболообразный характер. [30]
Страницы: 1 2 3 4