Величина - коэффициент - вытеснение - нефть
Cтраница 1
Величина коэффициента вытеснения нефти водой 0 72 завышена из-за дополнительной интенсивной промывки керна при его выбуривании. Методов определения количества вытесненной нефти при интенсивной промывке керна фильтратом нет, поэтому работы по отбору керна из заводненных участков пласта А4 с применением обычного глинистого раствора были прекращены. [1]
Используя данные, о величинах коэффициентов вытеснения нефти водой из пород различной проницаемости, можно с достаточной точностью определить коэффициент охвата К0 пласта заводнением. [2]
Полученные в результате экспериментальных исследований величины коэффициентов вытеснения нефти действительны только для конкретных условий опыта, и по ним нельзя судить о возможных коэффициентах нефтеизвлечения ввиду крайней недостаточности проведенных экспериментов и малой изученности движения двухфазного потока в пористой среде. [3]
Исследованы основные факторы, определяющие величину коэффициента вытеснения нефти водой из продуктивных коллекторов: петро-физические характеристики коллектора, физико-химические характеристики пластовых жидкостей. [4]
В целом вопрос о возможных в условиях реального карбонатного пласта величинах коэффициента вытеснения нефти водой из матрицы является в настоящее время наименее изученным из всех вопросов нефтеотдачи карбонатных коллекторов. [5]
Основным показателей эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов по результатам лабораторных опытов обычно считается величина коэффициента вытеснения нефти. [6]
Проницаемые пропластки вероятностно распределены по мощности пласта и характеризуются различными не только проницаемостью, но и пористостью, начальной нефтенасыщенностью и величиной коэффициента вытеснения нефти водой. [7]
При разработке на естественном активном водонапорном режиме при небольших депрессиях ( 1 5 - 2 0 МПа) обеспечивается поршневой характер выработки и возможно достижение высоких КИН, близких к величине коэффициента вытеснения нефти пластовой водой. [8]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения.| Зависимость коэффициента вытеснения газа водой Т г от объема. [9] |
Различные коэффициенты вытеснения газа водой для пластовых условий Самотлора и Биткова следует, по-видимому, объяснить различием в минералогическом составе и структуре порового пространства коллекторов, в характере поверхности пород, компонентного состава газов и вытесняющей способности вод. Этими же факторами, наряду с влиянием активности нефтей, следует объяснить и различие в величине коэффициентов вытеснения нефти водой, газом и газоводяными смесями. [10]
К их числу относятся залежи нефти, на которых предусматривается применение принципиально новых методов разработки или увеличения нефтеотдачи. Для достоверного определения коэффициентов нефтеотдачи в подобных случаях следует правильно обосновать величины коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата. Коэффициент вытеснения нефти достаточно надежно может быть определен по лабораторным данным. Для надежного определения коэффициента охвата следует правильно обосновать аналогию изучаемого и сопоставляемого объектов. [11]
С целью проверки наличия условий ограниченной растворимости газов горения в нефти при их совместной фильтрации были проведены исследования с использованием в качестве вытесняющего агента азота ( без массообмена компонентами), углекислого газа и газов горения. Первым показателем, характеризующим реализацию в модели пласта условий ограниченной растворимости, является величина коэффициента вытеснения нефти на момент прорыва фронта. [12]
На рис. 1.3 приведены кинетические кривые вытеснения нефти водой из карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и карбонатов Башкирского яруса ( пласт А4) Якушкинского месторождения. Как видно из приведенных данных, структура порового пространства оказывает существенное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Диаграммы относительно фазовых проницаемо-стей для нефти и воды карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и Башкирского яруса Якушкинского и Архангельского месторождений приведены на рис. 1.4. Из рис. 1.4 видно, что точка равенства относительных фазовых проницаемостей соответствует значению водонасыщенности значительно меньшему, чем 50 %, что свидетельствует о преимущественной гидрофобности горной породы. [14]
Этот тип неоднородности обусловливает опережающее вытеснение нефти в первую очередь из наиболее крупных поровых каналов, а затем постепенно из каналов меньшего размера. С этих позиций неоднородность в поперечном сечении ( нормальном к потоку) в большей степени должна влиять на величину коэффициента вытеснения нефти за безводный период. [15]
Страницы: 1 2