Cтраница 1
Относительные фазовые проницаемости kri определяются выражениями: kt kkri. [1]
Относительные фазовые проницаемости могут быть определены также расчетным путем по данным капиллярного давления. Используя специальные гипотезы о порядке заполнения капилляров смачивающей и несмачивающей фазами, вычисляется насыщенность среды и соответствующие значения фазовых проницаемостей. [2]
Относительная фазовая проницаемость k3 для жидкости промежуточной смачиваемости пересчитывается через фазовые проницаемости, отвечающие двум двухфазным течениям, происходящим в отсутствие либо несмачивающей ( fc31), либо смачивающей ( k32) жидкостей. [3]
Относительные фазовые проницаемости Ь ( о, а4, а3) определяются из треугольных диаграмм ( см. гл. Проницаемость для воды практически не зависит от соотношения насыщенностей двух других фаз. [4]
Относительные фазовые проницаемости как функция от насыщенности определяются экспериментально. [5]
Относительная фазовая проницаемость для нефти является функцией насыщенности и концентрации ПАВ, а подвижность водной фазы в общем случае зависит от насыщенности, концентраций ПАВ и ПАА, скорости движения фазы, количества адсорбированного полимера. [6]
Кривые относительных фазовых проницаемостей в зависимости от водонасыщен-ности, полученные после обработки результатов опыта вытеснения нефти водой. [7]
Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти ( Кн) и воды ( Кв) в зависимости от водонасыщенности пористой среды при вытеснении нефти водой и раствором НПАВ показывают, что фазовая проницаемость для нефти при вытеснении ее раствором НПАВ увеличивается, а для растворов НПАВ уменьшается по сравнению с водой. Такое поведение растворов НПАВ при фильтрации объясняется характером их взаимодействия с нефтенасыщенной породой. Петрографическое изучение пород ТТНК Арланского месторождения показало, что в них содержится до 10 % глинистого цемента в виде различных структур. При этом выявлено, что основными факторами, влияющими на фазовую проницаемость пород, являются значительное изменение ее смачиваемости от гидрофобной к гидрофильной под действием НПАВ и повышенная сорбция ( до 2 мг / г) породами пласта. [8]
Кривые относительных фазовых проницаемостей, снятые для различных концентраций раствора химического реагента. По этим данным подбираются аналитические зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности раствором и от его концентрации. [9]
Коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, входящие в формулу (1.36), зависят как от физических свойств жидкостей, так и от параметров пористой среды. Экспериментальные исследования движения двух фаз в пористой среде с учетом непоршневого характера были проведены впервые Викофом и Ботсетом, Бакклеем и Леве-реттом, а затем рядом других исследователей как в России, так и в других странах. [10]
Расчеты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта имеет место резкое увеличение проницаемостей по ЖГС при одновременном снижении проницаемостей по нефти. Причем границы интервалов существования двухфазного движения нефти и ЖГС с увеличением кратности глушения модели пласта сокращаются. [11]
Кривая относительной фазовой проницаемости для воды в случае возрастающей к кровле неоднородностью вогнута, что свидетельствует о снижении подвижности воды и соответствующем повышении вероятности устойчивости фронта заводнения. Для рассматриваемого примера это объясняется тем, что кривая доли воды в потоке вогнута, свидетельствуя о поршневом характере вытеснения. [12]
Кривая относительной фазовой проницаемости для воды в случае возрастающей к подошве проницаемости вогнута, а поскольку к ней нельзя провести касательную Баклея-Леверетта, можно заключить, что фронт заводнения неустойчив. Ввиду действия гравитационных сил и высокой проницаемости в подошвенной части пласта, вода продвигается в первую очередь по нижним пропласткам и охватывает верхние только после прокачки многих и многих объемов воды в единицах порового объема. В случае с возрастанием проницаемости в направлении кровли гравитация, неоднородность и подвижность вместе работают на повышение нефтеотдачи. Вода, в соответствии с законом Дарси, проникает в первую очередь в высокопроницаемые пропластки верхней части пласта, затем, под действием гравитационных сил, она попадает в нижележащие, создавая поршневой эффект вытеснения по всему пласту. [13]
Расчеты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта имеет место резкое увеличение проницаемостей по ЖГС при одновременном снижении проницаемостей по нефти. Причем границы интервалов существования двухфазного движения нефти и ЖГС с увеличением кратности глушения модели пласта сокращаются. [14]
Зависимости относительной фазовой проницаемости получены путем пересчета данных о связи водонасыщенности с капиллярным давлением по формулам Бурдайна. По ним определены значения критической водонасыщенности Кв в зависимости от пористости коллекторов. Оценка достоверности полученных зависимостей, проведенная путем сопоставления их с результатами испытаний на примере пластов АВ1 - 2 и БВ1 - 2 Ватьеганского месторождения, показала, что на статистическом уровне эти зависимости удовлетворительно разделяют водоносные и нефтеносные пласты. [15]