Cтраница 3
Как видно из рис. 58, при закачке одного и того хже объема нефти при скорости восходящего потока 8 08 см / сек было вытеснено 72 % раствора, а при 1 35 см / сек-34 %, а отношение объема закачанной нефти к объему вытесненного раствора составило соответственно 1 6 и 2 7 ( кривые 2 и Г) - Количество вытесненного раствора в первом случае оказалось в 2 12 раз больше, чем во втором, а отношение закачанной нефти к вытесненному объему раствора уменьшилось в 1 69 раза. [31]
Последний определяется отношением объема нефти в пластовых условиях к объему залежи. Таким образом, к среде относились собственно порода и заключенная в ней ( неподвижная) вода. [32]
Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-нефтерастворимые вещества, обладающие большой солюбилизи-рующей способностью, - алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. Параметром солюбилизации является отношение объема нефти к объему ПАВ в мицеллярном растворе. [33]
Эта величина характеризуется коэффициентом набухаемости нефти bs - отношением объема нефти, насыщенной двуокисью углерода при температуре t и давлении ps, к объему нефти без двуокиси углерода при атмосферном давлении и той же температуре. Графическая зависимость коэффициента набухаемости нефти от молярной доли двуокиси углерода представлена на рис. 111.11. Молярный объем дегазированной нефти определяется как отношение молекулярной массы нефти к ее плотности. [34]
Коэффициентом вытеснения & выт называется расчетная величина, равная отношению объема нефти, вытесненной при бесконечной промывке из образца коллектора, к первоначальному объему нефти, содержащейся в порах образца. [35]
Обычно в продуктивных пластах поры заполнены водой, нефтью и газом. При этом степень заполнения пор характеризуется соответственно коэффициентами нефтенасыщенности ka, водонасыщенности kB и газонасыщенности kr соответственно отношениям объемов нефти VH, воды VB и газа VF к объему пор Упор в том же образце. [36]
При изучении проблемы нефтеотдачи пласта целесообразно вводить понятия о коэффициентах вытеснения и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Под коэффициентом вытеснения Р следует понимать отношение объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. [37]
При изучении вопроса о нефтеотдаче пласта целесообразно вводить понятие о коэффициентах вытеснения нефти и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Под коэффициентом вытеснения нефти р следует понимать отношение объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному ее содержанию в этой же области. [38]
При изучении вопроса о нефтеотдаче пласта целесообразно вводить понятие о коэффициентах вытеснения и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Как указывается в работе [97], под коэффициентом вытеснения рв следует понимать отношение объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. [39]
Поры, каверны и трещины пород-коллекторов заполнены или водой, или нефтью или газом. Аналогично, коэффициент нефте - ( - газо) насыщенности - это отношение объема нефти ( газа) к общему объему породы. [40]
Способы интерпретации и иллюстрации результатов анализа газо-нефтяных систем зависят от требований отдельных компаний или от лаборатории, которая производит анализ нефти и газа. Существует два основных способа выражения пластовых объемов газонефтяных систем. В первом случае пластовый объем относится к объему, занимаемому газо-нефтяной смесью на дневной поверхности, а во втором случае - к объему этого же количества смеси при некотором характерном пластовом давлении. Вообще же для выражения пластовых объемов нефти имеется шесть относительных характеристик. Из них на практике наиболее часто пользуются дифференциальным пластовым объемным фактором нефти. Этот объемный фактор представляет отношение объема нефти при некотором пластовом давлении к объему того же количества нефти после ее дифференциального дегазирования до условий в нефтехранилище. [41]
Додсоном [4] предложен метод анализа, сочетающий дифференциальное и контактное дегазирование нефти. Он более трудоемок и для его осуществления необходим вынос большего количества проб пластовой нефти. Пробу пластовой нефти подвергают дифференциальному дегазированию до некоторого значения давления. После дифференциального дегазирования, полученную нефть методом контактного дегазирования переводят в условия, поддерживаемые в нефтехранилище. Газ, выделившийся из нефти при контактном дегазировании, определяет его содержание в нефти в растворенном состоянии. Пластовый объемный фактор определяется как отношение объема нефти, извлеченной из бомбы, к объему полностью дегазированной нефти. [42]
Удельную водоотдачу часто называли - эффективной пористостью или практической пористостью, так как, она представляет лоры, из которых колодцы получают воду ж которые, следовательно, эффективны для водоснабжения. Но эти термины совершенно неприемлемы для агрономов, так как для них эффективной является водоудержи-вающая способность. Вода, отдаваемая вследствие действия силы тяжести, большей частью не используется растениями, в то время как вода, удерживаемая вопреки силе тяжести, чрезвычайно эффективна для произрастания растений. Кроме того термин эффективная пористость употребляется геологами-нефтяниками в более широком смысле, чем термин удельная водоотдача по определению, принятому в настоящей книге. Они понимают его как процент общего объема породы, занятого нефтью, которая отдастся породой при определенных условиях. Предположим, например, что скважина пробурена до нефтеносного пласта, залегающего на глубине 300 м под поверхностью, и - что нефть находится под достаточным гидростатическим давлением, чтобы подняться до поверхности по скважине. Бели откачка из такой скважины идет настолько интенсивно, что извлекается почти вся нефть, то нефть выжимается через породу под большим давлением, и при этом возможно, что в поры, оставленные нефтью, поступает подземная вода, которая и передает давление на нефть. В этом случае эффективная пористость понимается как отношение объема отданной нефти тс объему породы, из которой нефть вытекала; это отношение выражается в процентах. Очевидно, что при таких условиях может выделиться гораздо больше нефти, чем если бы она вытекала из породы просто под действием силы тяжести, В этом понимании термин эффективная пористость имеет большое значение для нефти, но неприменим в гидрогеологии. [43]