Соотношение - проницаемость
Cтраница 4
В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирования после вытеснения ПДС составляет от 21 9 до 84 3 %, причем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсолютное значение последнего достигает 84 3 % для модели № 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропластков. [46]
В результате проведения экспериментов на неоднородных моделях пластов, представленных двумя параллельными колонками различной проницаемости с дезинтегрированным керном ( аналоги пропластков пласта), с охлажденной ПЗП и соотношением проницаемостей 1: ( 2 7 - 3 1), установлено, что после вытеснения нефти водой и закачки 2 5 % - ного раствора реагента Экстракт-700 происходит перераспределение скоростей фильтрации жидкостей и дополнительное извлечение нефти. [47]
 |
Кривые изменения насыщенности.| Кривые изменения продуктивности. [48] |
Некоторое отличие в характере распределения насыщенности коллектора конденсатом при относительно небольших размерах зоны повышенной проницаемости от описанных в работе [6] вариантов расчетов наблюдается из-за различия в термобарических условиях и значений соотношения проницаемости. После обработки призабойной зоны скважины сухим газом насыщенность ее конденсатом значительно уменьшается. Несколько более высокая насыщенность коллектора конденсатом отмечается на границе разнопроницаемых зон, т.е. там, где насыщенность коллектора конденсатом до обработки была наиболее высокой. Эксплуатация скважины после ее обработки вызывает повторное накопление конденсата у забоя скважины, но в более узкой зоне, чем до обработки скважины. Повторное накопление ретроградного конденсата уменьшает продуктивность скважины до значений, в 1 25 - 1 3 раза превышающих ее продуктивность до обработки. В процессе последующей эксплуатации продуктивность скважины понижается до значений, в 1 25 - 1 3 раза превосходящих начальное ( до обработки) значения. [49]
Некоторое отличие в характере распределения насыщенности коллектора конденсатом при относительно небольших размерах зоны повышенной проницаемости от описанных в работе [6] вариантов расчетов наблюдается из-за различия в термобарических условиях и значений соотношения проницаемости. После обработки призабой-ной зоны скважины сухим газом насыщенность ее конденсатом значительно уменьшается. Несколько более высокая насыщенность коллектора конденсатом отмечается на границе разнопроницаемых зон, т.е. там, где насыщенность коллектора конденсатом до обработки была наиболее высокой. [50]
ОПС следует проводить в зависимости от особенностей геологического строения, состояния разработки, при этом оптимальная плотность сетки выше на объектах с большей расчлененностью, с большей долей запасов нефти в слабопроницаемых пластах, ВИЗ, с большим соотношением проницаемостей совместно разрабатываемых пластов и соотношением вязкостей нефти и воды, а при прочих равных условиях - на участках с большей удельной плотностью запасов нефти. [51]
Последующие опыты [71, 306, 307], проведенные на пластах с хаотической неоднородностью при различном отношении про-ницаемостей отдельных зон пласта и на спаренных слоисто-неоднородных моделях пласта, показали, что на эффективность вытеснения нефти пеной существенное влияние оказывает степень неоднородности пласта ( соотношение проницаемостей различных зон) и вязкость нефти. С ростом неоднородности пласта ( как слоистой, так и хаотической) и вязкости нефти возрастает эффективность процесса вытеснения. [52]
Результаты расчета приведены на рис. 5.2.4. Приняты следующие обозначения: VQT - объем оторочки; С от минерализация воды в оторочке; Vt - количество воды, закачанной в пласт до создания оторочки; Р - параметр гистерезиса набухания; ц2 - вязкость нефти; kyk2 - соотношение проницаемостей прослоев в случае двухслойного пласта ( вариант 11); Т ] ] и V, - коэффициент нефтеотдачи и количество прокачанной жидкости в п.о. на момент 99 % - ной обводненности продукции; Т) - коэффициент нефтеотдачи при воздействии на пласт водой с первоначальной пластовой минерализацией; Ат) - прирост коэффициента нефтеотдачи за счет смены минерализации агента воздействия. [53]
В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирования после вытеснения ПДС составляет от 21 9 до 84 3 %, причем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсолютное значение последнего достигает 84 3 % для модели № 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропластков. [54]
Кривая / - соотношение проницаемостей для газа и нефти - соответствует сплошной кривой на фиг. Кривая II - соотношение проницаемостей для газа и нефти - соответствует пунктирной кривой на фиг. Кривая / / / - насыщение связанной водой - равняется нулю. Для кривых / и II насыщение связанной водой принято равным 30 %; 1 - пластовые давления; 2 - газонефтяные факторы. [55]
С увеличением проницаемости коллектора у забоя скважины процесс воздействия глубокой газовой репрессии на пласт качественно несколько изменяется. При некоторых значениях соотношения проницаемостей увеличение размеров зоны улучшенных фильтрационных свойств даже несколько снижает эффективность данного способа воздействия. [56]
Страницы: 1 2 3 4