Средний радиус - поровой канал
Cтраница 1
Наименьший средний радиус поровых каналов имеют глины. [1]
Вполне понятно, что определение среднего радиуса поровых каналов из уравнения Козени. Однако оно позволяет провести корреляцию данных, полученных на вискозиметре и в пористой среде. [2]
Отмечается тенденция к снижению влияния температуры на коэффициент вытеснения при уменьшении среднего радиуса поровых каналов. Имеющиеся данные по капиллярному вытеснению нефти водой указывают на то, что с увеличением температуры интенсивность капиллярных процессов увеличивается. Заметим, что эти данные также относятся к высокопористым средам. [3]
 |
Результаты вытеснения газа водой при различных начальных давлениях. [4] |
Дардаганяна [109] следует, что коэффициент остаточной газонасыщенности снижается с уменьшением среднего радиуса поровых каналов. В опытах других исследователей ( Л. Б. Була-винов, Киеричи и др.) зависимость между этими величинами не обнаружена. [5]
Из сравнения последних видно, что во всем диапазоне проницаемости исследуемых пород средние радиусы поровых каналов карбонатных пород несколько выше, чем у терригенных. При одинаковых средних радиусах поровых каналов проницаемость терригенных пород выше, чем карбонатных, т.е. первые имеют более однородную структуру. [6]
Отсутствие универсальных зависимостей между коэффициентами остаточной газонасыщенности, пористости, проницаемости и средним радиусом поровых каналов объясняется тем, что остаточная газонасыщенность зависит в основном от особенностей строения норового пространства, которые нельзя полностью охарактеризовать этими параметрами. В основном на коэффициент остаточной газонасыщенности влияет, по-видимому, степень неоднородности норового пространства по размеру пор. Как правильно подмечено В. И. Соболевым, пористость, проницаемость и средний радиус поровых каналов влияют на остаточную газонасыщенность в той же мере, в какой от них зависит однородность перового пространства. Если с увеличением ( или уменьшением) этих параметров повышается степень однородности пор по размерам, то это приводит к снижению остаточной газонасыщенности. [7]
 |
Изменение текущего значения коэффициента вытеснения от времени при противоточной пропитке образцов 7А ( /, 1881А ( 2. 1808А ( 3 и 12А ( 4. [8] |
На рис. 20, 21 показаны зависимости начальной скорости пропитки от проницаемости и среднего радиуса поровых каналов. Из этих рисунков видно, что с увеличением среднего радиуса пор и коэффициента проницаемости отмечается тенденция к увеличению скорости капиллярной пропитки. При этом, однако, существует тенденция к уменьшению коэффициента вытеснения. [9]
В области низких значений проницаемости карбонатные породы в сравнении с терригенными имеют при сопоставимых значениях k большие средние радиусы поровых каналов. С улучшением фильтрационных свойств это различие постепенно уменьшается, и для проницаемости более 1 0 мкм2 размеры поровых каналов обоих классов коллекторов становятся сопоставимыми. [10]
Очевидно, что чем больше разряжение газа, т.е. больше длина свободного пробега молекул или чем меньше средний радиус поровых каналов ( меньше проницаемость), тем больше эффект проскальзывания. Поэтому, делая два определения проницаемости при разных средних давлениях ( Р), мы будем получать два различных значения проницаемости, точнее два зна - чения кажущейся проницаемости ( Кка. Использование такого подхода для оценки проницаемости позволяет существенно снизить требования к подготовке образцов породы и исключить фиксирование их линейных размеров, так как в этом случае, при определении отношения двух значений проницаемости, замеренных при различных условиях на одном образце, площадь фильтрации образца и его длина из расчета исключаются. [11]
Далее определяют объем пустот исследуемого образца ( пачка капилляров, пористая среда); в капиллярах учитывают только внутренний объем, средний радиус поровых каналов и удельную поверхность, значения которых позволяют рассчитать общую поверхность контакта жидкости с твердой фазой. Подготовленную к опыту твердую фазу насыщают исследуемой жидкостью и погружают в нее на время, необходимое для завершения адсорбционных процессов и формирования граничного слоя; одновременно готовят систему капилляров - отсоса. Такими системами могут служить соответственно узкие фракции зерен из измельченных капилляров, несцементированной и сцементированной породы, которые исследуют. Для каждой из приготовленных фракций определяют средний эффективный радиус пор. [12]
На рис. 14, а, б и в приведены зависимости изменения коэффициента вытеснения газа водой от коэффициентов пористости и проницаемости и от среднего радиуса поровых каналов. Из этих зависимостей видно, что для исследуемых образцов не существует корреляционной связи между коэффициентом пористости и коэффициентом вытеснения. Наблюдается тенденция к понижению коэффициента вытеснения газа водой с увеличением коэффициента проницаемости и среднего радиуса пор. Так, например, самые плотные образны 14, 1755 3, 1808, где rcp ( 0 6 - f - 0 7) 10 - 5 см, характеризуются самыми высокими значениями коэффициента вытеснения. [14]
 |
Зависимость толщины граничного слоя нефти от градиента давления вытеснения. [15] |
Страницы: 1 2