Значительное изменение - проницаемость
Cтраница 1
Значительное изменение проницаемости ( особенно в трещиноватых коллекторах) при изменении депрессии на пласт на различных режимах приводит к искажению результатов испытания. [1]
Экспериментальные исследования показывают значительные изменения проницаемости от давления, причем эти изменения больше, чем изменение пористости от давления. [2]
Несовпадение кар гидропроводности пластов Bj и о картами мощности этих мастоя допаивает значительное изменение проницаемости по ядоидди, а также N по разрезу. Построение карт гидропроводности поможет наметить участки, где предлагается увеличить или уменьшить отбор нефти, закачку воды, выявить направления зон обводнения, определить места раэреэавцих рядов, положение добывавших и нагнетательных скважин. [3]
Изложенное в определенной мере обосновывается предположением, что по любому слою в пределах зоны дренирования нельзя ожидать значительного изменения проницаемости. [4]
В то же время известно, что при температурах ниже Т, неблизких к ней, имеют место значительные изменения проницаемости и других магнитных свойств. [5]
Для некоторых ферритов в100 С, а при температурах ниже точки Кюри, но близких к ней имеют место значительные изменения проницаемости и других магнитных свойств. [6]
Таким образом, основной недостаток применяющихся способов разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, заключается в том, что слоистые карбонатные толщи со значительным изменением проницаемости вскрываются единой сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин со сплошной перфорацией всего продуктивного разреза. Это не позволяет осуществлять дифференцированное воздействие кислотой и закачку ее в слои с разной емкостно-фильтра-ционной характеристикой и регулировать таким способом процесс послойной выработки продуктивного разреза. [7]
Результаты опытов для четырех смесей нефть-вода с различными соотношениями вязкости были нанесены на фиг. Как видно, значительного изменения проницаемости в связи с изменением отношения вязкостей жидкости здесь не наблюдается. Обращает на себя внимание заметное тождество полученных кривых с кривыми для смесей газ-жидкость. [8]
 |
Влияние пигментов на проницаемость пленок. [9] |
Цифры, приведенные в табл. 31, при сопоставлении с данными проницаемости непигментированной пленки ( принятой за единицу) дают возможность установить, что пигменты, как правило, снижают проницаемость пленки, а также что одни пигменты действуют значительно эффективнее других. Так, например, кремнезем не дает значительных изменений проницаемости, тогда как тетраоксихромат цинка снижает проницаемость приблизительно на V3 по сравнению с непигментированным связующим. Сравнительный порядок действия пигментов почти одинаков для всех трех типов пленкообразователей. [10]
Эта конечная насыщенность может оказаться очень высокой. Изменения проницаемости для смачивающей фазы сопровождаются такими же значительными изменениями проницаемости для второй фазы, которая не смачивает поверхность пористой среды. Когда насыщенность несмачиваемой фазы достигает ее равновесного или критического значения, проницаемость для нее становится равной нулю. [11]
Исследованиями кернового материала установлено, что в пределах одного литотипа пород наблюдаются значительные изменения проницаемости ( 0 001 - 4 5 мкм2), что обусловлено наличием различных структур норового пространства. Коллекторы характеризуются высокой неоднородностью пор по размеру ( от субкапиллярных до микрокаверн), соотношения пор по размерам определяют фильтрационные свойства породы, незначительно изменяя при этом величину пористости. [12]
При введении химреагента в исходную щелочную дистиллерную жидкость происходит химическое взаимодействие между катионами щелочных металлов и различными амино - и алкил-фосфоновыми группами, приводящее к образованию достаточно прочных водорастворимых циклических соединений. При этом происходит ярко выраженное блокирование цементных частиц нефтевмещающей породы, приводящее к значительному изменению проницаемости пласта. Длительная закачка кубового остатка глифосфата приводит к изменению соотношения смешивающихся агентов. Наблюдается растворение гелеобразного осадка. Это приводит к тому, что при процессах фильтрации наблюдается самовыравнивающееся перемещение фронта вытеснения нефти рабочими агентами. [13]
 |
Модельная зависимость K ( R. [14] |
Проницаемость зоны проникновения фильтрата в пласт Л: - R2 для влагонасыщенных пластов не меняется или слабо меняется. Однако при проникновении фильтрата в пласт, насыщенный жидкими или газообразными углеводородами, отмечается значительное изменение проницаемости К2 такой зоны. Это объясняется возникновением стойких эмульсий, изменением пористости проницаемого пласта вследствие захвата частицами скелета горной породы воды и во многих случаях набуханием в воде глинистых частиц, содержащихся в пласте и не набухающих в воде глинистых частиц, содержащихся в пласте и не набухающих в углеводородах. Процессы возникновения эмульсий и связывания воды скелетом породы происходят очень быстро. Процесс набухания глин, содержащихся в скелете породы, интенсивно протекает в течение нескольких часов их контакта с водой, а затем практически полностью затухает. Обводнение пласта фильтратом бурового раствора протекает в периоды времени, составляющие сутки и месяцы, поэтому процесс набухания глин считают краткосрочным, а проницаемость К2 зоны R1 - R2 не зависящей от времени и неизменной по радиусу. [15]
Страницы: 1 2