Неоднородность - пористая среда
Cтраница 4
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. [46]
Зависимость полноты вытеснения от начальной водонасы-щенности обусловлена, с одной стороны, тем, что капилляро-проводность при So. С другой стороны, остаточная вода способна вызывать неоднородность пористой среды по насыщению в микромасштабе. Оба этих фактора интенсифицируют дисперсию вытесняемого газа, следствием чего является повышенная остаточная газонасыщенность. [47]
 |
Графики изменения концентраций углеводородов С, С2, С С, С2. 4, % ( молярная доля в продукции эксплуатационных скважин по годам закачки сухого газа. [48] |
Результаты математического моделирования процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом позволяют определить приведенный объем закачки сухого газа на промысле. Вуктыльского ГКМ с учетом коэффициента ох чата, определяемого неоднородностью пористой среды по разрезу и по площади, а также размещением сетки эксплуатационных скважин, приведенный объем закачиваемого газа не должен превышать 1 5 объемов пор обрабатываемой зоны. [49]
Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к проблемам высшей категории сложности гидрогазодинамики. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. [50]
Неравномерность температуры по координате ( геотермальный градиент) определяет градиент растворимости. За счет диффузии углеводородов в более холодные области начинается конденсация углеводородов на неоднородностях пористой среды в самостоятельную фазу, насыщенность которой будем обозначать как S. Будем считать, что вкрапления имеют одинаковый размер, поэтому насыщенность можно задавать непосредственно. [51]
Коэффициент нефтевытеснения характеризует эффективность вытеснения нефти водой в зоне, промываемой водой. Факторами, влияющими на коэффициент нефтевытеснения, являются соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость. [52]
Анализируя расчетные и экспериментальные данные, исследователи описывают процесс следующим образом. В начальный период вытеснения наблюдается образование языков за счет внедрения в норы маловязкого растворителя и случайной неоднородности пористой среды. С удлинением языков значительно увеличивается поверхность контакта двух жидкостей и диффузионный обмен усиливается. Одновременно усиливается тенденция к боковому слиянию языков и образованию единой зоны смеси с незначительным градиентом концентрации. Создание зоны смеси приводит к увеличению нефтеотдачи. [53]
Таким образом, в первом приближении получена схема расчета динамики вытеснения нефти из заводненных пластов с помощью мицеллярных растворов. Для этой цели необходимо сравнение экспериментальных, фактических и расчетных данных, что возможно лишь при тщательном анализе неоднородности пористой среды и результатов опытов по вытеснению нефти. [54]
Количество вторгшейся за время t в газовую залежь воды Qa ( t) может быть определено приближенными и численными методами. Следует подчеркнуть, что как приближенные, так и численные методы при расчете количества вторгшейся воды в газовую залежь допускают поршневое вытеснение газа водой, хотя в реальных условиях такое вытеснение практически невозможно из-за неоднородности пористой среды. [55]
Страницы: 1 2 3 4