Cтраница 2
Данные по приросту коэффициента нефтевытеснения при текущей неф-тенасыщенности, равной 0 2 и отчасти ( при низкой обводненности) 0 3, соответствуют закачке химреагента в действующие нагнетательные скважины. Значения текущей нефтенасыщеиности 0 4 и выше характерны для зон с низким охватом, определяемым имитационным моделированием при любой обводненности продукции. Применение химреагента при более высокой нефтенасыщенности позволяет существенно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения. [16]
Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидро-фильности пород эффективность применения ПАВ для довы-теснения остаточной нефти снижается. [17]
Для сравнения результатов процесса нефтевытеснения и эффективности воздействия ПС на неоднородный пласт были проведены опыты на терригенных коллекторах, аналогичные приведенным выше. Подвижность воды по высокопроницаемому пропластку с карбонатной пористой средой к концу первичного заводнения также имеет более низкое значение, чем для песчаных пористых сред. Сравнение характера изменения подвижности воды до и после оторочек ПДС также показывает идентичность воздействия ПДС. [18]
Основные закономерности влияния ОКОП на нефтевытеснение, выявленные на модели пласта, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. [19]
Основные закономерности влияния ОКОН на нефтевытеснение, выявленные на модели пласта, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения увеличивается с ростом их неоднородности. [20]
Таким образом, исследование на нефтевытеснение показало, что эффективны составы с содержанием нефтяного сульфоната от 2 0 до 5 0; полимера - от 0 0 1 до 0, 1; электролита - от 0 03 до 1 2; содетерген-та - от 1 0 до 4 0; остальное вода, то есть с нефтевытесняющей способностью выше 41 0 % от остаточной нефти после заводнения и обладающие большей фазовой устойчивостью. [21]
Основные закономерности влияния ПДС на нефтевытеснение, выявленные на моделях № 2 - 8, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения, определяемый по формуле (3.6), увеличивается с ростом их неоднородности. [22]
Микроохват пустотного пространства коллектора процессом нефтевытеснения в значительной степени зависит от характера распределения поровых каналов по размеру. По данным капилляри-мертии установлено, что карбонатные коллекторы обладают большей неоднородностью структуры порового пространства, чем тер-ригенные. Мерой неоднородности служит параметр Хазена, равный отношению размеров поровых каналов, соответствующих 75 и 25 % дренирования статистически полезного порового объема. [23]
Аналогичная рассмотренной зависимость прироста коэффициента нефтевытеснения от текущей нефтенасыщенности при одинаковой обводненности продукции прослеживается и при моделировании нефтевытеснения с использованием других химпродуктов и систем, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов. Конкретная величина минимального различия в нефтенасыщенности должна обосновываться для каждого метода повышения нефтеотдачи пластов и объекта его применения отдельно с учетом данных экономических расчетов. [24]
При проведении лабораторных исследований процессов нефтевытеснения необходимо быть уверенным в том, что процесс, воспроизводимый в условиях опыта, точно или приближенно подобен натуральному. В большинстве случаев только при выполнении этого требования результаты исследований имеют практическую и теоретическую ценность. [25]
По данным лабораторных исследований, коэффициент нефтевытеснения при заводнении мицеллярными растворами составляет 80 - 98 %, что на 20 - 40 % выше по сравнению с заводнением. [26]
В табл. 3.35 показан прирост коэффициента нефтевытеснения после закачки системы алюмохлорида со ЩР. [27]
По данным лабораторных исследований, коэффициент нефтевытеснения при заводнении мицеллярными растворами составляет 80 - 98 %, что на 20 - 40 % выше по сравнению с заводнением. [28]
Система уравнений, описывающих рассматриваемый процесс нефтевытеснения, состоит из уравнения неразрывности фаз и компонент, соотношения, характеризующего потери активной примеси в породе пласта, и уравнений закона движения фаз и связь между давлениями в фазах. [29]
Расчетные методики по определению технологических показателей процессов нефтевытеснения с применением двуокиси углерода или углеводородных газов строятся на основе вышеприведенной математической модели. При этом в ряде случаев используются различного рода упрощающие допущения. Рассмотрим в качестве примера методику [43], созданную в предположении несжимаемости жидкости и равенства плотностей фаз. [30]