Распределение - флюид
Cтраница 2
Начальное распределение давления в залежи показано на рис. 10.20. Изменения пластового давления в газовой, нефтяной и водяной зонах являются следствием начального статического равновесия в трещинах и связанного с ним распределения флюидов в блоках матрицы. [16]
Таким образом, важным наблюдением, сделанным на основании опытов, является влияние на процесс движения компонентов в пористой среде не только соотношения насы [ ценностей модели фазами, но и характер распределения флюидов по пути совместного течения. [17]
 |
Схема измерения кажущегося удельного сопротивления ( рк.| Типы зондов. [18] |
Кажущееся электрическое сопротивление ( рк) зависит от многих факторов: диаметра скважины и сопротивления промывочной жидкости; удельного сопротивления пород, находящихся против измерительного зонда, и степени их разнородности; характера распределения флюидов в прискважинной зоне пласта; типа и размера зонда. [19]
 |
Схема измерения кажуще - [ IMAGE ] Типы зондов. [20] |
Кажущееся электрическое сопротивление ( рк) зависит от многих факторов: диаметра скважины и сопротивле-чия промывочной жидкости; удельного сопротивления пород, находящихся против измерительного зонда, и степени их разнородности; характера распределения флюидов в прискважинной зоне пласта; типа и размера зонда. [21]
Для исключения искажающей информации о действительной неф-теводонасыщенности коллекторов при совместном анализе керновых и геофизических данных необходимо учитывать не только способы определения водо - ( kB) или нефтенасыщенности ( & н) по кернам, но и условия отбора керна, тип и параметры промывочной жидкости, на которой вскрывался продуктивный пласт, условия бурения. Основные факторы, определяющие насыщенность и распределение флюидов в керне, следующие: факторы бурения ( тип промывочной жидкости, режим бурения), пластовые факторы и изменение нефтенасыщенности кернов при подъеме его на поверхность. [22]
Объяснение этого пародоксального факта довольно простое. Деление на зоны в трещиноватом пласте обусловлено распределением флюидов в сети трещин. [23]
Иногда при модельном исследовании можно применять последовательно несколько моделей. Например, применение радиальной модели для получения данных о распределении флюидов около скважины и использование этих данных в пространственной ( трехмерной) модели месторождения. [24]
Одной из основных методических проблем визуализации процессов многофазной фильтрации флюидов является обеспечение достаточной контрастности томографических изображений изучаемых потоков. В зависимости от типа флюида и вмещающего его керна контрастность неоднородности распределения флюидов и, в частности, фронта вытеснения одного флюида другим ( межфазной границы), варьирует в достаточно широком диапазоне. В случае, когда исследуемые вещества приблизительно одинаково поглощают и рассеивают рентгеновские лучи, контрастность изображений отдельных фаз может быть недостаточна для определения исследуемых параметров. В этих случаях необходимо вводить контрастирующие присадки в те фазы, четкость изображений которых необходимо усилить. [25]
Как подразумевает сам термин, данные по относительной проницаемости указывают на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде. Эти данные отражают влияние смачиваемости, флюидонасыщенности, истории насыщения, поровой геометрии и распределения флюидов на поведение коллектора. Соответственно относительная проницаемость, вероятно, наиболее важное свойство, воздействующее на ход процесса заводнения. Когда параметр ( k0) Swirr используют в качестве базовой проницаемости, относительные проницаемости нефти и воды изменяются на графике от 0 0 до 1 0 в зависимости от водонасыщенности. Такая зависимость позволяет легко сравнивать данные по относительным проницаемостям, полученные на разных образцах керна. Сравнение проводят простым накладыванием одной кривой на другую. [26]
Как подразумевает сам термин, данные по относительной проницаемости указывают на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде. Эти данные отражают влияние смачиваемости, флюидонасыщенности, истории насыщения, поровой геометрии и распределения флюидов на поведение коллектора. Соответственно относительная проницаемость, вероятно, наиболее важное свойство, воздействующее на ход процесса заводнения. Когда параметр ( k0) wirr используют в качестве базовой проницаемости, относительные проницаемости нефти и воды изменяются на графике от 0 0 до 1 0 в зависимости от водонасыщенности. Такая зависимость позволяет легко сравнивать данные по относительным проницаемостям, полученные на разных образцах керна. Сравнение проводят простым накладыванием одной кривой на другую. [27]
Из этого следует, что для макроскопических моделей должны использоваться макроскопические кривые фазовых проницаемостей и капиллярного давления. Известны попытки построения различного рода модифицированных фазовых проницаемостей, псевдофазовых проницаемостей на основе гипотез о распределении флюидов и структуры неоднородного пласта, обычно принимаемого слоистым. В целом рледует считать эту проблему недостаточно исследованной, заслуживающей пристального внимания специалистов. Важным фактором, влияющим на нефтеотдачу существенно, является распространение в пласте участков малой проницаемости, условно считающихся неколлектором. Эти зоны, размер которых варьирует в очень широких пределах: от микроскопических порядка миллиметров до сотен метров, естественно слабо или вообще не охватываются процессом вытеснения. Но, кроме того, они в определенной степени экранируют какую-то часть коллектора, ухудшая показатели вытеснения. Поскольку на сеточных моделях объекта в целом невозможно отобразить весь спектр зон неколлектора, особенно его мелкомасштабную часть, приходится вводить в модель некоторые поправки типа коэффициента охвата, чтобы исключить из рассмотрения экранируемую часть коллектора. При этом крупномасштабные зоны неколлектора, если расположение их известно, следует моделировать на сетках непосредственно. Если же геометрия крупномасштабного кс-коллектора неизвестна, но имеется какая-либо информация о его объемном содержании, среднем размере тел, следует проводить статистическое моделирование для оценки эффекта экранирования в среднем. В целом же эта проблема изучена недостаточно, необходимы дальнейшие исследования. [28]
Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания: легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытое и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. [29]
 |
Профили коэффициента фильтратонасыщения ( 5ф с учетом масштабных эффектов. [30] |
Страницы: 1 2 3