Глиносодержащий пласт

Cтраница 2

Кроме того видно, что структура фронта вытеснения нефти водами с пластовой и непластовой минерализацией существенно различна: при закачке в глиносодержащий пласт воды с непластовой минерализацией появляется характерный двухфронтовой вид распределения насыщенности закачиваемой воды. [16]

Отметим, что полученные результаты еще раз подтверждают необходимость тщательного специального лабораторного изучения свойств коллекторов и пластовых флюидов для проектирования и анализа разработки низкопроницаемых глиносодержащих пластов. [17]

Зависимости прироста нефтеотдачи Дт от вибровоздействия в безглинистой модели пласта ( 1 и глиносодержащей модели ( 2 при минерализации закачиваемой воды С. [18]

Это позволяет понять, почему изменение забойного давления, а следовательно, изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне, может вызвать ухудшение коллек-торских свойств глиносодержащих пластов - поведение глинистых минералов в очень большой степени зависит от термобарических условий и при низких значениях давления их способность к набуханию ( или диспергированию) выражена более сильно. Последующие изменения забойного давления могут привести к перераспределению глинистого цемента в поровом пространстве. [19]

На рис. 5.5.4 в представлены зависимости обводненности продукции от времени. Они показывают, что опреснение закачиваемых в глиносодержащий пласт воды приводит к улучшению динамики обводнения продукции. [20]

В таких условиях обменных процессов не происходит и распределение водонасыщенности соответствует распределению S в безглинистом пласте. Кривые 2 - ка-пилл рная пропитка в глиносодержащем пласте ( С О, Гю 0 1), когда учитывается только изменение пористости за счет набухания, а проницаемость постоянна. [21]

Различие между Кво и ав заключается в том, что Кво участвует в перераспределении концентрации солей при закачке, а ав не участвует. Изменение текущего остаточного водонасыщения околоскважин-ной зоны при закачке пресной воды в глиносодержащий пласт приводит к изменению количества подвижной воды, минерализация которой может быть изменена при следующих закачках. [22]

Модель вытеснении нефти в ГНПК физико-химическими агентами состоит из уравнений баланса для воды, нефти, реагентов, солей и уравнений фильтрации. Модель трехфазной ( нефть, вода, газ) двумерной многокомпонентной фильтрации в глиносодержащем пласте описывает неизотермическую фильтрацию N 1 компонентной смеси, состоящей из углеводородных, неуглеводородных ( азот, двуокись углерода, сероводород) и водного компонентов. Фильтрующиеся фазы находятся в состоянии локального термодинамического равновесия. Независимыми искомыми функциями являются давление и суммарный мольный состав смеси, температура и концентрация соли. [23]

В экспериментах получалась начальная водонасыщенность 0 41 - 0 42, что характерно для низкопроницаемых глиносодержащих пластов. [24]

Страницы: 1 2