Присутствие - остаточная вода
Cтраница 1
Присутствие остаточной воды в породе уменьшает объемные доли пор, охваченных процессом фильтрации, что в свою очередь, увеличивает остаточную нефтенасыщенность в карбонатах и песчаниках в 1 5 и 2 3 раза соответственно. [1]
Две низкочастотные полосы в спектре обусловлены присутствием остаточной воды, адсорбированной цеолитом, которая способна взаимодействовать с обменными катионами и с атомами цеолитного каркаса. [2]
В самом деле, эффективная проницаемость нефти в присутствии остаточной воды обычно намного отличается от эффективной проницаемости воды в зоне, заполненной водой, где остаточная нефтенасы-щенность принимается постоянной. Это значит, что в различных пластах эффективная проницаемость системы вода - нефть и скорость перемещения поверхности контакта вода - нефть будут изменяться во времени. [3]
Наблюдения за затуханием фильтрации через песок при осуществлении ее с перерывами в присутствии остаточной воды показали, что при возобновлении фильтрации скорость ее оказывается большей, чем до остановки. При прекращении фильтрации адсорбционные явления продолжаются, продолжается и процесс разрыва водной подкладки под нефтью. Площадь прилипания нефти к твердой поверхности возрастает, в соответствии с чем возрастает фазовая проницаемость песка для Чнефти. [4]
Следует, однако, иметь в виду, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. [5]
График ( см. рис. 54) показывает, что фронт нефтяного вала движется быстрее, чем следующий за ним поток нефти и растворителя в присутствии остаточной воды ров. [6]
 |
Изотермы избирательного смачивания с точкой инверсии.| Изотермы избирательного смачивания без точек инверсии. [7] |
Следует, однако, отметить, что закономерности изменения смачиваемости горных пород от концентрации поверхностно-активных компонентов значительно более сложны. В присутствии остаточной воды и в зависимости от ее свойств точки инверсии смачивания может и не быть. [8]
Так как опыты велись при разных скоростях фильтрации, то характер распределения АСВ и остаточной воды в песке по длине трубки позволяет утверждать, что скорость оказывает существенное влияние на их распределение. При этом характер кривых распределения АСВ как при отсутствии, так и в присутствии остаточной воды остается одним и тем же. [9]
Если не учитывать влияние третьей фазы ( остаточной воды), то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть - газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению. [10]
Если не учитывать влияние третьей фазы ( остаточной воды), то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть - газ должна быть меньше высоты водонефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностные натяжения нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению. [11]
На стадии первых проектных работ в качестве Р ( к) используют / - распределение, учитывающее в соответствии с / 41 послойную и зональную неоднородность пласта по проницаемости, различие ЭФП по длине в системе реальных скважин, влияние ВНК при законтурном заводнении на результирующую неоднородность ЭФП по эффективной проницаемости. Принимается одинаковым для всех ЭФП соотношение квв / кв, , где кмв, квп - фазовые проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды и для воды в присутствии остаточной нефти соответственно. [12]
До недавнего времени существовало широко распространенное мнение, что газоотдача газовых месторождений обычно близка к единице. Это может быть связано с различными факторами, и в частности, с явлением начального градиента давления при фильтрации газа в глинизированных или карбонатных коллекторах в присутствии остаточной воды. В этом случае могут образовываться, так называемые застойные зоны, в которых фильтрация газа не происходит, вследствие чего коэффициент газоотдачи снижается. [13]
Известно, что это явление возникает при наличии в материале глины и в присутствии остаточной воды. Из-за глины проницаемость и, следовательно, размеры поровых каналов имеют пониженные значения. Присутствие небольшого количества связанной воды приводит к появлению менисков. Вследствие наличия отступающих и наступающих менисков необходимо приложить определенный перепад давления. Для того чтобы началось движение газа, приложенный перепад ( на единицу длины образца) должен превысить некоторое критическое значение, при котором поро-вые каналы, в которых мениски стронулись, объединяются в единую связанную систему. [14]
Известно, что это явление возникает при наличии глины в материале породы и в присутствии остаточной воды. Из-за наличия глины проницаемость и, следовательно, размеры поровых каналов имеют пониженные значения. Небольшое содержание в породе связанной воды приводит к появлению менисков, для страгивания которых необходимо приложить определенный перепад давления. Для того, чтобы началось движение газа, приложенный перепад ( на единицу длины образца) должен превысить некоторое критическое значение, при котором поровые каналы, где мениски стронулись, объединяются в единую связанную систему. [15]
Страницы: 1 2