Прирост - коэффициент - вытеснение
Cтраница 1
Прирост коэффициентов вытеснения для отдельных интервалов изменения отношений К1 / К2 различен. [1]
Прирост коэффициента вытеснения за счет применения мицеллярного раствора после обычного заводнения составил 11 %; дополнительно было извлечено 22 % от объема остаточной нефти. Основное количество ( до 70 %) дополнительно добытой нефти было извлечено при минимальной обводненности жидкости. Это указывает на формирование вала нефти перед оторочкой мицеллярного раствора. [2]
Прирост коэффициента вытеснения нефти зависит от концентрации применяемых химических продуктов и объемов создаваемых в пласте оторочек технологических жидкостей. С увеличением этих параметров возрастает значение остаточного сопротивления для воды и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка. [3]
Прирост коэффициента вытеснения нефти, равный 8 - Г1 %, был получен для всех моделей карбонатного пласта и отсутствовал при использовании смеси реагентов для вытеснения нефти из моделей терригенного пласта. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования смеси при заводнении карбонатного коллектора был получен за безводный период, что указывает на снижение межфазного натяжения на фронте вытеснения. [4]
Затем прирост коэффициента вытеснения снижается и при объемах закачки сухого газа более 1 5 норового объема коэффициент вытеснения устанавливается на значениях 0 94 - 0 95 и изменяется уже очень незначительно. [5]
Сопоставление значений прироста коэффициента вытеснения и остаточного фактора сопротивления позволяет оценивать степень воздействия на неоднородный пласт. [6]
Данные о приросте коэффициента вытеснения в зоне каждой скважины определяются по рис. 3.26 и приведены ниже. [7]
Заслуживает внимания динамика прироста коэффициента вытеснения по отношению к суммарной площади диаграммы, ограниченной осью безразмерного времени т, кривой коэффициента вытеснения ( 3 и конечной ординатой ткс. При вытеснении раствором ПАВ кривая ( ( 2) уже при прокачке 0 5 порового объема получает по существу основное приращение по отношению к кривой р ( 1) на воде. Дальнейшее приращение составляет, как правило, 1 - 2 % даже при прокачке 25 - 35 поровых объемов раствора ПАВ. Если рассматривать указанную динамику на этапе прокачки до 3 - х поровых объемов ( чтобы приблизиться по этому показателю к реальным пластовым условиям), то сделанный выше вывод полностью сохраняет свою силу. Прирост коэффициента вытеснения на растворе ПАВ происходит на начальном этапе, а далее ( после прокачки 0 5 - 1 0 порового объема) его приращение незначительно. [8]
 |
Сравнительная активность композиций химреагентов. [9] |
Причем, величина прироста коэффициента вытеснения пластов группы Б в три раза превышает значения Ар пластов группы А. [10]
По этой же причине прирост коэффициента вытеснения зависит от нефтенасыщенности изучаемого образца к моменту начала закачки раствора. [11]
Начиная с определенных концентраций, прирост коэффициента вытеснения не увеличивается: в динамике вытеснения нефти растворами различной концентрации имеются определенные различия. Они вызваны изменением величины адсорбции ПАВ в пласте. [12]
Сформулированный выше первый вывод о преобладающем приросте коэффициента вытеснения на этапе прокачки первых трех объемов раствора НПАВ позволяет, по нашему мнению, основываясь на [3, 13], предположить, что на этом этапе происходит преобладающее распределение НПАВ в нефть. [13]
Для карбонатных коллекторов, напротив, прирост коэффициента вытеснения может быть достигнут в любом диапазоне изменения межфазного натяжения или скорости фильтрации воды. Более высокая чувствительность карбонатных коллекторов к изменению факторов, поддающихся регулированию ( межфазное натяжение, скорость фильтрации), обусловлена большей неоднородностью структуры порового пространства и гидрофобностью поверхности по сравнению с терригенными коллекторами. Это подтверждается экспериментальными исследованиями, проведенными на образцах керна известняков и песчаников с известной степенью неоднородности структуры порового пространства по размеру поровых каналов. Исследования были проведены на 32 образцах карбонатных пород турнейских, намюрс-ких, башкирских, верейских и каширских. Карбонаты были представлены биоморфными, детритовыми и микрозернистыми разностями, а терригенные породы - слабоглинистыми песчаниками с примесью алевролитов. Тип коллектора в обоих случаях поровый. [14]
 |
Зависимости суммарного коэффициента вытеснения газа от относительного объема V вытесняющего газа при различных скоростях газа. [15] |
Страницы: 1 2 3 4