Профиль - насыщенность
Cтраница 1
Профили насыщенности и температуры вблизи скважины имеют плавный характер и при аппроксимации их производных добавлять множители не нужно. [1]
Этот профиль насыщенности конденсатом напоминал по своему характеру исходный ( до обработки) профиль насыщенности, однако значения максимальной насыщенности в призабойной зоне пласта составляли 90 % от исходных значений. [2]
Рассмотрение профилей насыщенности, представленных на рис. 4.5, показывает, что в районе работы скважины по мере отбора нефти образуется сначала газовый, а затем водяной конусы. При этом интенсивное образование водяного конуса приводит сначала к замедлению роста газового конуса, а затем и к его уменьшению. Профиль газонасыщенности к концу разработки выполаживается. Условно под концом разработки в рассмотренных задачах подразумевается момент, когда пластовое или забойное давление падает до нуля. [3]
На профилях насыщенности по нижнему пропластку при сыщенности 5 0 4 имеется небольшая горизонтальная пло-цадка, которая перемещается во времени в сторону эксплуата-ионной галереи. При этом значении насыщенности, как уже отмечалось, начинается движение жидкой фазы и появление данной площадки связано с этим обстоятельством. Другими словами, вначале происходит капиллярная пропитка, и лишь с момента достижения подвижности жидкой фазой движется фронт воды. [4]
Видно, что профиль насыщенности в обоих слоях носит немонотонный характер вследствие влияния охлаждения. Максимальной водонасыщен-ности на входе ( s2 0 8) не достигается. Низкопроницаемый слой имеет худшие показатели вытеснения, что обусловлено влиянием охлаждения и аномальных свойств нефти. [5]
На рис. 59 приведены профили насыщенности фильтратом присква-жинной области через 2 сут после вскрытия пласта бурением. Анализ полученных данных показывает, что с ростом значений коэффициента гидродинамической дисперсии ( К) насыщенность пор фильтратом в области, примыкающей к стенке скважины, снижается. При К 1 полностью промытая зона не образуется. Количество невытесненной пластовой воды увеличивается с ростом значений параметра X. При лабораторном моделировании на насыпных моделях и на образцах керна значения параметра X сильно занижены, во-первых, из-за отсутствия в кернах естественных трещин и суперпор, диаметр которых может достигать 1 см [15], во-вторых, из-за невозможности воссоздать в условиях лабораторного эксперимента истинное распределение микропотоков в масштабах лабораторной пористой среды. Вследствие этого имеющиеся результаты лабораторных экспериментов не отражают специфики околоскважинной зоны. [6]
В пористом пространстве блоков профиль насыщенности изменяется плавно. Вследствие сравнительно малой пористости системы трещин средняя насыщенность трещинно-пористой среды трещиноватого коллектора может быть близкой к насыщенности пористых блоков. [7]
 |
Динамика профиля насыщенности коллектора конденсатом в приэабойной зоне скважины после ее остановки при пластовом давлении, МПа. [8] |
Так, в расчетах профили насыщенности призабойной зоны скважины сразу после остановки и через 1 мес выдержки скважины при том же пластовом давлении практически не различались. Более того, лишь некоторое изменение в распределении конденсата у забоя скважины влечет последующее простаивание скважины при понижении давления в ее окрестности. При этом размеры зоны повышенной насыщенности коллектора практически не изменяются. Несколько повышаются средние по пласту значения конденсатонасыщенности в соответствии с дифференциальной конденсацией пластовой углеводородной системы. [9]
Рассмотрение изменения во времени профилей насыщенности показывает их аналогичность предыдущим вариантам. В зоне галереи, отбирающей воду, насыщенность в среднем про-пластке возрастает до 5 0 583 при отборе 50 1 % от запасов газа, а затем уменьшается до 5 0 498 к концу периода дренирования. [10]
При рассмотрении изменения во времени профиля насыщенности в нижнем пропластке видно, что насыщенность в районе расположения разгрузочной галереи до отбора 10 % запасов газа уменьшается. Это связано с отбором воды из разгрузочной галереи и недостаточным поступлением контурной воды для компенсации данного отбора. Как было отмечено, в этот момент образуется наибольшая депрессионная воронка в месте расположения разгрузочной галереи. Образовавшаяся депрессионная воронка способствует более интенсивному лритоку воды справа и газа слева к месту расположения разгрузочной галереи. До отбора 30 % запасов газа вода частично накапливается справа от разгрузочной галереи, а слева происходит движение газа вместе с выносимой им водой в разгрузочную галерею. [11]
Результаты расчетов показаны в виде профилей насыщенности вдоль осевой линии X ( рис. 11.4) и изменения водонефтяного фактора ( ВНФ) в скв. [12]
 |
Капиллярная пропитка фильтрата.| Насыщенность при вызове притока. [13] |
Кривая 1 на рис. 6.6 показывает профиль насыщенности, получаемый при вызове притока к скважине на момент времени t 262 с Др 0 8МИ &. [14]
Влияние вида фазовых проницаемостей на динамику профиля насыщенности коллектора после обработки скважины пропаном прослеживания по рис. 5.53, на котором представлено изменение во времени профиля насыщенности после обработки в расчетных вариантах ЗЖ-6Ж. Характерно для этих расчетных вариантов ( как и для вариантов 1Ж - 2Ж) образование в результате обработки жидкостного вала на некотором удалении от скважины. Несколько большие значения насыщенности в жидкостном вале для варианта 5Ж объясняются большим количеством закачанного в скважину пропана. В зоне радиусом до 10 м от скважины конденсатонасыщенность коллектора в результате воздействия уменьшается до значений, равных нулю. Таким образом, нагнетание растворителей позволяет удалить конденсат из зоны, наиболее подверженной накоплению ретроградной жидкости. [15]
Страницы: 1 2 3 4