Водонасыщенность - пористая среда
Cтраница 1
 |
Схема прибора для определения водопроницаемости пород.| Модель пласта для определения фазовой проницаемости при движении газожидкостной смеси. [1] |
Водонасыщенность пористой среды определяется путем измерения электрического сопротивления участков образца. Жидкости подаются в пористую среду через смеситель, присоединенный к входному концу модели пласта. Для исследований фильтрации многофазных систем в пористой среде имеются модели других конструкций. Однако принципы их работы в основном аналогичны описанным выше. [2]
Влияние водонасыщенности пористой среды на относительные фазовые проницаемости при стационарной фильтрации газа ( метан) и конденсата ( гептан) по результатам физического моделирования процессов в истощенном вуктыльском пласте-коллекторе. [3]
Таким образом, водонасыщенность пористой среды уменьшается с приближением к ряду эксплуатационных скважин. [4]
Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы ( газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены. При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти ( образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения. [5]
АСПО углеводородными растворителями является функцией водонасыщенности пористой среды, природы растворителя и температуры. При этом растворители должны воздействовать на АСПО не только в НКТ и на забое скважины, но и в призабойной зоне продуктивного пласта. [6]
АСПО газового бензина и гексановой фракции невысока, особенно при высокой водонасыщенности пористой среды и низкой температуре. [7]
Таким образом, проведенные исследования показывают, что степень отмыва АСПО углеводородными растворителями является функцией водонасыщенности пористой среды, природы растворителя и температуры. Важно также подчеркнуть, что при применении растворителей необходимо добиться воздействия растворителя не только на НКТ и забой скважины, но и на при-забойную зону продуктивного пласта. [8]
Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти ( Кн) и воды ( Кв) в зависимости от водонасыщенности пористой среды при вытеснении нефти водой и раствором НПАВ показывают, что фазовая проницаемость для нефти при вытеснении ее раствором НПАВ увеличивается, а для растворов НПАВ уменьшается по сравнению с водой. Такое поведение растворов НПАВ при фильтрации объясняется характером их взаимодействия с нефтенасыщенной породой. Петрографическое изучение пород ТТНК Арланского месторождения показало, что в них содержится до 10 % глинистого цемента в виде различных структур. При этом выявлено, что основными факторами, влияющими на фазовую проницаемость пород, являются значительное изменение ее смачиваемости от гидрофобной к гидрофильной под действием НПАВ и повышенная сорбция ( до 2 мг / г) породами пласта. [9]
Условие приближенного моделирования требует равенства относительных проницаемостей для нефти и воды (6.9) и (6.10) при заданном значении водонасыщенности пористой среды. [10]
Кроме того, результаты измерений основных параметров лабораторного эксперимента позволяют рассчитать изменение относительных проницаемостей для нефти и воды в зависимости от среднего значения водонасыщенности пористой среды при заданном значении безразмерного объема прокачанной через модель жидкости. [11]
V - количество нефти, первоначально заключенной в пласте; Wp - суммарная добыча воды; We - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды; W, - количество закачанной воды; Б ( - коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом; Вц - коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении; Bg - коэффициент пластового объема газа; Bgi - коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении; т - отношение объема начальной газовой шапки к начальному объему нефти в пласте; RP - суммарный газовый фактор; RSi - начальная растворимость газа; Sw - текущая водонасыщенность пористой среды; Swi - начальная водонасыщенность пористой среды; С / - сжимаемость породы; Cw - сжимаемость воды; Др - депрессия давления в пласте; G, - суммарное количество нагнетаемого газа. [12]
Это означает, что водонасыщенность в зоне, охваченной вытеснением, остается практически постоянной до момента полного охвата пористой среды вытеснением. С этого момента водонасыщенность пористой среды начинает увеличиваться, достигая предельного для данной пористой среды значения. В этот период происходит как бы донасыщение пористой среды водой. При этом линейность зависимости q2 - f1 ( t) нарушается. [13]
 |
График зависимости безводной нефтеотдачи от отношения вяз-костей с учетом характера распределения водо-насыщенности пористой среды по длине пласта 2 и без учета 1. [14] |
Значение п, соответствующее конечной нефтеотдаче, определяется аналогичным путем, для этого в формулу (1.51) вместо 8Ф необходимо подставить SK. Величина SK представляет собой водонасыщенность пористой среды, при которой достигается предельно допустимая обводненность продукции скважин. [15]
Страницы: 1 2 3 4