Величина - коэффициент - вытеснение - нефть
Cтраница 2
Более высокая степень неоднородности структуры порового пространства и преимущественно гидрофобная ( при наличии полярных веществ в нефти) поверхность карбонатньчх коллекторов обусловливают меньшие по сравнению с терригенными коллекторами величины коэффициента вытеснения нефти при обычном заводнении. При использовании химических реагентов в большей части опытов на моделях карбонатного и терригенного пластов для карбонатных коллекторов отмечено более интенсивное увеличение коэффициента вытеснения, чем для терригенных. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать предположение о том, что те факторы, которые обусловливают снижение эффективности обычного заводнения в карбонатных коллекторах, способствуют более эффективному, по сравнению с терригенными коллекторами, применению изученных химических реагентов. [16]
Группа из 75 скважин позволяет определить с удовлетворительной точностью все уже упомянутые параметры, кроме одного - размера отдельной зоны. Именно этот параметр - линейный размер зоны, или шаг хаотической изменяемости, позволяет установить дополнительная группа из 77 скважин, кроме того, она позволяет ускоренно испытать проектируемую технологию извлечения нефти из нефтяных пластов, а по фактической работе нагнетательных и добывающих скважин установить ряд важных параметров ( соотношение подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти, коэффициент различия физических свойств нефти и воды, расчетную начальную долю посторонней воды, показатель неравномерности вытеснения нефти водой) и даже оценить величину коэффициента вытеснения нефти водой в пределе при достаточно большой прокачке воды. [17]
 |
Содержание связанной воды в зависимости от пористости для карбонатных коллекторов Куйбышевского Поволжья. [18] |
До формирования в пластах залежей они полностью насыщены водой и поверхность пор чисто гидрофильная. Однако, как показывают многочисленные исследования [ 34, 17, 5 и др. ], под действием активных компонентов нефти и солей остаточной воды непрерывной пленка воды длительное время оставаться не могла, она нарушалась, а вода переходила в капиллярно удержанное состояние, ввиду чего некоторая часть поверхности пор стала смачиваться нефтью. Поэтому продуктивные пласты обла - 2 1 дают смешанной характери - стикой или мозаикой смачи - t ваемости. При движении § жидкости в поровых кана - § лах с непостоянной смачи - 3 ваемостью их поверхности каждая точка жидкости на - § ходится под действием внут - ренних и внешних сил. S %, Иными словами, пористая среда со смешанной смачиваемостью обладает энергетической неоднородностью. Этот вид микронеоднородности пористой среды, очевидно, обусловливает величину коэффициента вытеснения нефти водой из пористой среды и определяет условия капиллярных процессов в послойно заводненных пластах. [19]
Страницы: 1 2