Распределение - флюид
Cтраница 1
Распределение флюидов в залежи сложное. Сводовую часть структуры занимает крупная газовая шапка. Ниже располагается нефтяная залежь, котора смещена в сторону крутого ( южного) крыла. [1]
Исследования распределения флюидов по разрезу многопластового объекта имеют весьма важное значение, так как позволяют получить объективную информацию о том, какой флюид получаем из того или иного объекта разработки: нефть, газ, воду. Для этой цели используются плотностнометрия, разистивиметрия и влагометрия. Первый метод - плотностнометрия хорошо себя зарекомендовал в условиях Татарии. Однако в Западной Сибири, в условиях высоких температур и низкой минерализации пластовых вод, его возможности сокращаются. В основном определяется граница вода-нефть и границы бурового раствора в стволе скважины. [2]
Основным фактором, контролирующим распределение флюидов в карбонатных породах, является наличие в них двух или более систем порового пространства. [3]
 |
Аномальные кривые зависимости относительной ( КН / К и Кв / К проницаемости от водонасыщенности. [4] |
В породах с межгранулярной пористостью распределение флюидов в порах контролируется капиллярными силами, и, следовательно, насыщенность пор различными флюидами будет зависеть от соотношения смачивающей и несмачивающей фаз, заполняющих поровое пространство. [5]
На рис. 27 схематически показано распределение флюидов в нефтяной залежи, содержащей газовую шапку. Остаточные водонасыщенности в нефтеносной и газоносной зонах в основном одинаковы. По этой причине невозможно отметить газонефтяной контакт по данным электрического каротажа. [6]
Капиллярное давление в породе контролирует и распределение флюидов вблизи контакта газ-нефть, но переходная зона между газонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта значительно меньше вследствие большой разности плотностей нефти и газа. [7]
Капиллярные силы вместе с гравитационными силами контролируют распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали. Данные о капиллярном давлении могут применяться для прогноза распространения связанной воды гидрофильной системы по вертикали. [8]
Процессы, которые протекают в межтрубном участке, а также распределение флюидов зависят от многих факторов: производительности установки, газового фактора, размеров лифта и обсадной колонны по диаметру, размеров погружной установки, глубины спуска, конструкции приема насоса и давления на приеме насоса. Но главным из них является давление на приеме. [9]
Существуют функции модифицированных фазовых проницаемостей, описывающие течения, в которых распределение флюидов по вертикали определяется действием гравитационных и капиллярных сил. [10]
Для вычисления текущего значения р в формуле (3.60) необходимо уметь отыскивать распределение флюидов по стволу в произвольный момент времени. [11]
Различие во влиянии смачиваемости на значения ОНН в присутствии газа объясняется структурой распределения флюидов в породе. В гидрофильном керне остаточные газ и нефть улавливаются в крупных порах и в центрах пор, а вода занимает участки поверхности пор, уловленный газ занимает те участки пор, которые служат потенциальными ловушками для нефти, поэтому ОНН в присутствии газа ниже. В гидрофобных коллекторах остаточная нефть располагается на поверхности пор, тогда как газ и вода располагаются в центрах пор, т.е. остаточный газ и нефть занимают структурно различные участки пор и газ не влияет на ОНИ. [12]
 |
Краевые углы смачивающей и несмачивающей фаз. [13] |
Смачиваемость системы порода-флюид является основным фактором, контролирующим местоположение, направление движения и распределение флюидов в резервуаре. [14]
При наклоне слоев в однородной среде происходит потеря осевой вертикальной симметрии в распределении свойств пород по отношению к распределению флюидов. Для компенсации асимметрии необходимо организовать асимметричное воздействие, если используется симметричная расстановка скважин, и наоборот. [15]
Страницы: 1 2 3