Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Фазовая проницаемость нефти это


Фазовая проницаемость - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Фазовая проницаемость - нефть

Cтраница 1

Фазовые проницаемости нефти 8 % Кр и воды S Kw определяются из стационарных опытов, когда реализуются равновесные насыщенности подвижных фаз S2 S, S S При этом для однородных по длине образцов измеряются объемные расходы жидкостей WP и Ww, градиенты давления и насыщенности нефти Sp и воды Sw. Эксперименты показывают, что фазовые проницаемости зависят от нефтенасыщенности Sp 1 - Sw и концентрации активных примесей сл в обеих жидкостях.  [1]

Применение материала Полисил влияет на фазовую проницаемость нефти и воды.  [2]

К числу идентифицируемых параметров относятся также модифицированные фазовые проницаемости нефти, воды и газа, удельные коэффициенты продуктивности и приемистости.  [3]

При содержании в песке воды около 80 % фазовая проницаемость нефти становится равной нулю.  [5]

Помимо указанных явлений в тепловом поле происходят изменения вязкостей, плотностей и фазовых проницаемостей нефти и воды. Характер изменения последних зависит от свойств жидкости, твердой поверхности, а также от того, какой из компонентов водонефтяной смеси является дисперсной средой или диспергированной фазой.  [6]

Помимо указанных явлений в тепловом поле происходят изменения вязкостей, плотностей и фазовых проницаемостей нефти и воды. Характер изменения их зависит от свойств жидкости, твердой поверхности, а также от того, какой из компонентов водонеф-тяной смеси - дисперсионная или диспергированная фаза.  [7]

Приведенные результаты исследований фазовых проницаемостей могут быть использованы при приближенной оценке изменения фазовых проницаемостей нефти и воды в условиях залежей, приуроченных к аналогичным сложным коллекторам смешанного типа.  [8]

Увеличение газонасыщенности еще не достигло точки начала движения газовой фазы, но уже существенно снижает фазовую проницаемость нефти, уменьшая ее дебит, а следовательно, и количество растворенного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину. Прорыв конуса газа in шапки в горизонтальный ствол происходит через 2 5 месяца после пуска скважины, вызывая стремительное нарастание дебита скважины по газу. Через 1 год работы скважины начинается снижение дебита газа, обусловленное падением давления в шапке. В результате интенсивной дегазации нефти, вызванной падением давления в газовой шапке, газ в нефтяной оторочке становится подвижным, и после 2 1 года работы скважины ( точка Аг), когда он стал подвижным во всем нефтенасыщенном объеме, происходит нарастание его дебита. После 4 2 лет разработки элемента ( точка Сз) дегазация нефти становится менее интенсивной, при этом средневзвешенное давление в газовой шапке составляет 5 71МПа, что вызывает резкое снижение дебита газа.  [9]

Дебиты в этот; период - ( QM - рис. 16) резко снижаются за счет уменьшения фазовой проницаемости нефти, вследствие выделения.  [11]

В соответствии с экспериментальными данными [40, 41], кривые фазовых проницаемостей задавались в виде, представленном на рис 6.25. Гистерезис фазовой проницаемости нефти объясняется различием капиллярных сил при вытеснении нефти и последующем обратном насыщении ею промытой водой пористой среды.  [12]

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных и уменьшение обводненности продукции добывающих скважин может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ важное значение имеет информация о степени послойной фазовых проницаемостей нефти и воды. Поскольку часто данные промысловых исследований профилей приемистости и притока отсутствуют, то при принятии решений о проведении этих работ важное значение имеет информация о степени послойной неоднородности пласта. Так, если проницаемости отдельных пропластков близки, то проведение водоизоляционных работ в добывающей скважине нецелесообразно и для уменьшения обводненности продукции этой скважины могут быть рекомендованы мероприятия по увеличению фазовой проницаемости нефти. В связи с этим рассмотрим некоторые критерии, определяющие степень неоднородности пласта.  [13]

При повышенном объеме рыхлосвязанной ( или при наличии в пласте некоторого объема малоподвижной) воды при опробовании может быть получена чистая пластовая вода, за счет того, что фазовая проницаемость нефти в этом случае ( так как нефть успела за геологическое время, например, окислиться) равна нулю.  [14]

В V3H, в течение первого года эксплуатации элемента отмечается падение дебита газа ( рис. 29.126), вызванное как вышеуказанным механизмом, так и формированием в блоке, где расположен горгоонтальный ствол, конуса подошвенной воды, который также снижает фазовую проницаемость нефти, следовательно, количество растворенного газа, поступающего вместе с ней в скважину. Через 1 2 года после пуска скважины в нее прорывается конус газа in шапки, приводящий к увеличению дебита газа. После 3 5 лет до 5 5 лет дебит скважины по газу практически стабилизировался, так как газонасыщенность в зоне прорыва конуса не изменялась. В период с 5 8 ( точка АЗ) до 9 4 лет ( точка Сз) происходит интенсивная дегазация нефти, вызывая увеличение дебита газа.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Фазовые проницаемости для нефти и воды. Лекция 3

Лекция 3

 

Фазовые проницаемости для нефти и воды

 

В породах нефтяных месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютной проницаемости. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой cреды. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двух- или трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:

Формула 1

 

Формула 2

Формула 3

 

Эксперименты показали, что  фазовые проницаемости всегда меньше, чем абсолютные, даже если в пористой среде осуществляется однофазная фильтрация. Например, при остаточной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти ниже абсолютной. То же самое относится и к фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности.

Существует несколько методов измерения относительных фазовых проницаемостей. Наиболее точным считается измерение фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации нефти и воды. При этом воду и нефть (или ее аналог) нагнетают в образец с определенным соотношением расходов, добиваясь равенства их на входе и выходе при стабилизации перепада давления. Водонасыщенность пористой среды рассчитывают по формуле, предложенной специалистами ВНИИнефть:

                           

Изображение 4

 

или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости:

 

или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости

где fв ,DP - текущие значения доли воды в потоке и перепад давления. Кроме того, водонасыщенность пористой среды можно определить, измеряя электрическое сопротивление, если предварительно для изучаемых образцов установлена зависимость параметра насыщения (отношение электрического сопротивления частично водонасыщенной породы к сопротивлению ее при 100%-ной водонасыщенности) от коэффициента водонасыщенности и, если, минерализация воды не меняется в процессе эксперимента.

Другой метод основан на обработке результатов нестационарного вытеснения нефти водой при постоянном расходе или постоянном перепаде давления. В процессе эксперимента измеряют объемы закачанной воды и добытой нефти и измеряют перепад давления, а затем решается обратная задача теории фильтрации, когда по изменению водонасыщенности в выходном сечении образца определяется функция обводненности. 

По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца:

 

По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца  

 

Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как: 

Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как

 

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее точным В этом случае пористая среда моделируется пучком капилляров различного радиуса, а относительные фазовые проницаемости рассчитываются как: 

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее 

 

Формула 9,

 

Здесь t - извилистость каналов фильтрации. Для ее расчета обычно используют формулу Роуза-Уилли:

t2= mРп ,

где m - пористость; Рп - параметр пористости (отношение электрического сопротивления водонасыщенной породы к сопротивлению воды). Видно, что в последнем случае слишком много условностей и допущений, что не способствует повышению точности. Сравнение кривых фазовых проницаемостей, рассчитанных по кривым капиллярного давления и по результатам нестационарного вытесненияч нефти водой показало, что они близки лишь при малой вязкости нефти (<3 мПа×с). Таким образом, метод пригоден только для коллекторов с достаточно простым строением порового пространства, содержащих маловязкие неактивные нефти.

Сложное взаимодействие породы с фильтрующимися через нее жидкостями предопределяет своеобразие относительных фазовых проницаемостей в каждом конкретном случае. Исследование факторов, влияющих на характер относительных фазовых проницаемостей посвящены работы зарубежных и Российских ученых.

Рассматривая, например, влияние строения порового пространства на характер относительных фазовых проницаемостей, исследователи отмечают, что наиболее существенные различия наблюдаются для пород, относящихся к различным структурным типам. Ухудшение отсортированности песчаников или переход от мелко- к крупнозернистым песчаникам приводит к смещению зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в сторону меньшей водонасыщенности.

С улучшением смачиваемости поверхности  водой увеличивается  фазовая проницаемость для несмачивающей фазы, а для воды наоборот снижается, что приводит к смещению кривых в сторону увеличения водонасыщенности. Эти отличия обусловлены различным характером распределения нефти и воды в поровом пространстве пород с различными физико-химическими свойствами поверхности. В гидрофильных породах вода, как смачивающая фаза, занимая более тонкие каналы, становится менее подвижной. К тому же она сильнее взаимодействует с гидрофильной поверхностью. Нефть в этом случае располагается на определенном расстоянии от стенок каналов фильтрации и может быть достаточно подвижной. Существенную роль при этом играет химический состав пород.

На характер зависимостей относительных фазовых проницаемостей оказывает влияние физико-химические свойства нефтей. Степень взаимодействия их с поверхностью пород и нагнетаемой водой определяется, в основном, наличием активных компонентов - асфальто-смолистых веществ, парафинов, смол. При вытеснении водой активных нефтей на границах раздела фаз образуются межфазные пленки различной прочности, снижающие относительную проницаемость для нефти. Адсорбция активных компонентов на поверхности пород приводит к их гидрофобизации, что также вызывает изменение относительных проницаемостей. Изменение реологических характеристик пластовых жидкостей, например, вследствие повышения температуры, приводит к изменению характера фильтрации и, соответственно, отражается на относительных проницаемостях для нефти и воды.

В последние несколько десятилетий широкое распространение получают физико-химические методы воздействия на пласт. Заводнение с растворами химреагентов это сложный процесс, сопровождающийся изменением компонентного состава фаз, гидродинамических параметров потоков и др. Например, растворы щелочей способны изменить характер смачиваемости поверхности пород, особенно терригенных, резко снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью, образуют стойкие водонефтяные эмульсии.

Нагнетание оторочки раствора щелочи в терригенные породы приводит к расширению области двухфазной фильтрации, увеличению относительной проницаемости для нефти и снижению подвижности воды.  То есть, наблюдается картина, характерная для процесса гидрофилизации поверхности.

Щелочное заводнение в карбонатах чаще всего сопровождается лишь увеличением относительной подвижности нефти в то время, как относительная проницаемость для воды остается неизменной. Одной из причин этого возможно является отсутсвие изменений свойств поверхности карбонатов на границе с раствором щелочи. Поэтому изменение условий фильтрации здесь связано только со снижением межфазного натяжения и изменением  свойств самой нефти в ходе реакции содержащихся в ней активных компонентов со щелочью. Заводнение с другими химическими веществами по разному влияет на характер фильтрации нефти и воды.

Нагнетание оторочек растворов сульфонола НП-3 или алкилсульфоната в карбонатные породы вызывало изменения фазовых проницаемостей, характерные для щелочного заводнения в известняках. Закачка анионактивных ПАВ, композиций на их основе с гидроокисью натрия и НП-3 с кальцинированной содой в терригенные породы вследствие некоторой гидрофилизации поверхности кварцевых песчаников позволяет снизить подвижность смачивающей фазы. Проницаемость же для нефти остается неизменной.

Разное влияние на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве оказывают неионогенные ПАВ типа ОП-10, которые, адсорбируясь, в зависимости от характера первоначальной смачиваемости поверхности могут гидрофобизовать или, наоборот, гидрофилизовать ее.

Полимерное заводнение сопровождается снижением проницаемости пористой среды как для нефти, так и для воды. Соотношение величин этого снижения определяет эффективность или неэффективность полимерного заводнения с точки зрения механизма фильтрации пластовых жидкостей.

Таким образом, изучение характера фильтрации несмешивающихся жидкостей с помощью фазовых проницаемостей в комплексе с другими исследованиями может способствовать более глубокому пониманию механизма вытеснения нефти водой и растворами химических веществ. 

Относительные фазовые проницаемости при вытеснении нефти водой (1) и оторочкой раствора ПАА (2) из карбонатных пород

Относительные фазовые проницаемости при вытеснении нефти водой (1)  и оторочкой раствора ПАА (2) из карбонатных пород турнейского яруса Мишкинского месторождения (Кпр=0,484 мкм2)

wudger.ru

Фазовая проницаемость - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Фазовая проницаемость - нефть

Cтраница 2

Согласно / V фазовая проницаемость для воды и газа не зависит от наличия нефти в пористой среде, а определяется лишь водонаоыщенностью и газонасыщенностьв породы. В свою очередь фазовая проницаемость нефти зависит от водонаоыщеннооти и газо-наоыщянности пласта, т.к. нефть обладает промежуточной смачиваемостью.  [16]

В результате теоретических, лабораторных и экспериментально-промысловых исследований установлено [ 16, 17, 51, 79, 87, 131, 149 и др. ], что при наложении акустических полей всплы-вание капель нефти ( гравитационная сегрегация нефть - вода) в пластовых условиях многократно ускоряется: более 100 лет в естественных условиях, 300 - 400 ч - при волновом воздействии. В то же время фазовая проницаемость нефти резко ( в 1000 раз) возрастает в волновых полях, создаваемых в коллекторе, и существенно ( в 10 раз) снижается для воды. Таким образом, действие волновых полей создает разнонаправленный эффект в отношении проницаемости для основных компонентов пластового флюида.  [17]

Известно, что даже малые ошибки измерений приводят к большим погрешностям при дифференцировании экспериментальных данных, поэтому при использовании этого метода возможно значительное искажение вида кривых относительных фазовых проницаемостей, особенно на границах интервала определения. Наибольшее расхождение отмечается, как правило, для фазовых проницаемостей нефти. Это и не удивительно, поскольку на заключительных этапах расход нефти, выходящей из модели, настолько мал, что его величина оказывается сравнимой с ошибками замеров.  [18]

Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.  [20]

В заключительных операциях по воздействию кислотой в присутствии ПАВ отработанная рабочая жидкость вымывается материнской нефтью пласта и из него удаляется, что предотвращает засорение пласта остатками, образующимися при распаде минералов и кислот. Окрестность эксплуатационного забоя в связи с этим насыщается нефтью полнее, а это способствует росту фазовой проницаемости нефти.  [21]

Для оценки состояния объектов нефтегазодобычи широко используют эмпирические и полуэмпирические соотношения, связывающие друг с другом различные параметры разработки. Так, зная обводненность продукции скважины, можно оценить среднюю нефтенасыщенность пласта, есл И известен вид функций модифицированных фазовых проницаемостей нефти и воды. Однако, информация о последних весьма неточна, поскольку необходимые для их определения данные о распределении проницаемости в слоисто-неоднородном пласте и о кривых фазовых проницаемостей отдельных пропластков зачастую отсутствуют или определены с большой погрешностью. Неточной может оказаться и информация об обводненности продукции.  [22]

Кроме того, немалые трудности имеют место при достоверном определении фазовых проницаемостей в низкопроницаемых коллекторах. На рис. 3, а и 3, б для залежей Ki и БП12 искомые зависимости построены для различных функций фазовой проницаемости нефти при фиксированной зависимости фазовой проницаемости для газа. На рис. 3, в и 3, г исследуемые зависимости построены, наоборот, для разных функций фазовой проницаемости газа при фиксированной зависимости фазовой проницаемости для УВ жидкости от ее насыщенности.  [24]

Методика института Типровостокнефть основана на использовании одномерной слоисто-вероятностной двухфазной математической модели пласта, апробированной при прогнозе технологических показателей разработки на месторождениях Урало-Поволжья. Математическая модель пласта и методика расчета технологических показателей разработки позволяет учитывать следующие факторы: комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта по проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности, различие вязкостей и фазовой проницаемости нефти и воды, характер вытеснения ( поршневой или непоршневой) нефти водой, наличие водонефтяных зон, технологические параметры системы разработки.  [25]

Нефть, вытесненная из микропор в промытые водой макропоры, вследствие гистерезиса не сразу приобретает подвижность, поэтому происходит обратное насыщение крупных пор нефтью до тех пор, пока фазовая проницаемость последней не станет отличной от нуля. После этого происходит относительно быстрый фильтрационный вынос нефти из крупных пор. При достижении критической насыщенности фазовая проницаемость нефти резко понижается и начинается повторное насыщение ею крупных каналов.  [26]

Как и при вытеснении нефти водой функция Баклея-Леверетта /, как видно из (10.7), равна доле воды в потоке. Но при вытеснении нефти раствором активной примеси / зависит не только от насыщенности, но и от концентрации примеси с. Из (10.8) видно, что при увеличении вязкости воды и фазовой проницаемости нефти, уменьшении вязкости нефти и фазовой проницаемости воды с ростом концентрации с функция Баклея-Леверетта уменьшается.  [28]

Как установлено ранее, пористая среда увеличивает давление насыщения. В присутствии глины приращение давления насыщения составляет до 4 МПа. Это позволило предположить, что коэффициент Продуктивности уменьшается вследствие выделения газа в пласте, резкого уменьшения фазовой проницаемости нефти и, как следствие, дебита скваж ины.  [29]

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных и уменьшение обводненности продукции добывающих скважин может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ важное значение имеет информация о степени послойной фазовых проницаемостей нефти и воды. Поскольку часто данные промысловых исследований профилей приемистости и притока отсутствуют, то при принятии решений о проведении этих работ важное значение имеет информация о степени послойной неоднородности пласта. Так, если проницаемости отдельных пропластков близки, то проведение водоизоляционных работ в добывающей скважине нецелесообразно и для уменьшения обводненности продукции этой скважины могут быть рекомендованы мероприятия по увеличению фазовой проницаемости нефти. В связи с этим рассмотрим некоторые критерии, определяющие степень неоднородности пласта.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Фазовая проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Фазовая проницаемость

Cтраница 3

Практически фазовая проницаемость определяется не в лабораториях, а путем расчета по данным промысловых исследований скважин.  [31]

Выбранные линейные фазовые проницаемости в законе Да реи отвечают неустойчивому движению фяз в скважине. Кроме того, отметим, что прямые фазовые проницаемости и выражение абсолютной проницаемости скважины через ее радиус превращают уравнение Дарси в уравнение Пуазейля для каждой фазы, если предположить ее равномерное распределение по сечению скважины.  [32]

Фазовые проницаемости тройных систем: газ-конденсат - вода и газ-нефть-вода.  [33]

Относительно фазовых проницаемостей k ( s) и k ( s) необходимо сделать следующее замечание. При совместном течении двух вязких жидкостей вид этих функций целиком определяется капиллярными силами.  [34]

Улучшаются фазовая проницаемость для нефти и смачиваемость породы водой ( изменяется капиллярное давление и, возможно, вид фазовых проницаемостей), снижаются остаточная нефтенасы-щенность и межфазное натяжение. Образовавшаяся в пласте эмульсия может снижать подвижность водной фазы. Адсорбционными явлениями обычно пренебрегают, а всю эмульсию относят к нефтяной псевдофазе. Заметим, что для более детального описания щелочного заводнения необходим учет большего числа компонент, возможно, и фаз, так как эмульсию при определенных условиях следует выделять в отдельную фазу.  [35]

Модифицированные фазовые проницаемости для скважин могут вводиться для учета разнообразных эффектов. Например, если вода подходит к скважине по латеральному направлению от боковых границ сеточного блока, то фазовая проницаемость воды для скважины должна быть ниже, чем для сеточного блока, ее содержащего. Таким образом, посредством введения модифицированных фазовых проницаемостей для скважин, расположенных в зоне газонефтяного ( ГНК) или водонефтя-ного ( ВНК) контакта, может быть учтено конусообразование.  [36]

В эффективные фазовые проницаемости ( 17) вводится [15] динамический параметр z - - концентрация неподвижных каналов микроэмульсии. Этот параметр, описывающий накопление неподвижных капель, отождествляется с предельной насыщенностью s, при которой проницаемость той же фазы обращается в нуль.  [37]

Определяя осредненные фазовые проницаемости по известной динамике добычи нефти, воды и газа из участков, разрабатываемых в первую очередь, можно достаточно точно прогнозировать процесс разработки необводненных участков залежи.  [38]

Поэтому фазовая проницаемость вытесняющей фазы временно выше, а вытесняемой - временно ниже, чем в стационарном потоке при той же насыщенности. Из-за того, что часть вытесняющей жидкости движется по более широким каналам, уменьшается и капиллярное давление, обратно пропорциональное среднему радиусу канала.  [39]

Снижения фазовой проницаемости для воды в тех местах, где прошел газ: нагнетаемая ( вслед за газом) вода вторгается в ранее не охваченные заводнением низкопроницаемые пропласт-ки, линзы, тупиковые зоны и участки.  [40]

Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, и абсолютной, измеренной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.  [41]

Гистерезис фазовых проницаемостей обусловлен тем, что при изменении направления вытеснения распределение фаз в порах при том же их количественном соотношении может измениться.  [42]

Вследствие фазовой проницаемости 20 % нефти от объема пор в пластах, вообще говоря, являются неизвлекаемыми даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации. Это подтверждается данными лабораторных исследований.  [43]

Величина фазовой проницаемости возрастает с увеличением степени насыщенности пор или трещин породы рассматриваемой фазой.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Фазовая проницаемость - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Фазовая проницаемость - вода

Cтраница 1

Фазовые проницаемости воды и нефти представлены следующими зависимостями.  [1]

Исследования фазовых проницаемостей воды и керосина на насыпных песчаных моделях показали, что в изначально насыщенном углеводородом образце после прокачивания порции воды произошло замедление объемной скорости фильтрации керосина в 20 раз.  [2]

Коэффициенты для функций фазовых проницаемостей воды и нефти взяты по аналогичным месторождениям. Значения пластовых давлений на нагнетательных и добывающих скважинах взяты с карт изобар. По каждой скважине из результатов геофизической интерпретации разреза взято количество эксплуатируемых пропластков, их толщина, пористость и проницаемость.  [3]

Как видно, модифицированная кривая фазовой проницаемости воды отличается от истинной кривой своей выпуклостью.  [4]

Излагаются результаты лабораторных исследований по изучению влияния температуры на адсорбцию компонентов нефти на поверхность песчаников, смачиваемость минералов водой, капиллярное вытеснение нефти водой и фазовые проницаемости воды и нефти. Делаются выводы по ука: 1& нным вопросам.  [5]

Цель разведывательной закачки газа - установление степени герметичности покрышки на газ, герметичности на газ разрывных нарушений тогда, когда эти нарушения выявлены и находятся в присводовой части структуры, определение фактической величины коэффициента вытеснения воды газом, приемистости скважин на газ, фазовых проницаемостей воды и газа, величины коэффициента извлечения газа при разведывательном отборе газа и ряд других характеристик процесса. Эти данные необходимы для определения возможности создания подземного хранилища газа на разведываемой площади и для разработки наиболее оптимальной в технико-гидродинамическом и экономическом отношениях схемы промышленной закачки газа.  [6]

Экспериментальные исследования установившегося движения водонефтяной смеси в песках, в свое время поставленные М. С. Ле-вереттом, показали, что если порода гидрофильная, то пара кривых, изображающих зависимость фазовой проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности s, напоминает пару кривых, представленных на рис. 20 для случая газированной жидкости; кривая для газа теперь относится к нефти, а кривую для жидкости теперь следует считать как характеризующую фазовую проницаемость воды.  [7]

В условиях неоднородного по физико-химическим свойствам коллектора или вблизи призабойной зоны, характеризующейся более высокой, чем в пласте физико-химической активностью коллектора и скоростью движения смеси, могут образовываться достаточно крупные участки, где положительный заряд жидкости ( повышенная концентрация коллоидных и взвешенных частиц) не будет компенсироваться отрицательным зарядом скелета, т.е. возникнут объемные заряды и сопровождающие их электрические поля. Пространственному распределению зарядов способствует также различие фазовых проницаемостей воды и нефти.  [8]

По полученным данным ( табл. 2.24) видно, что максимальное замедление скорости фильтрации воды наблюдается при содержа-нии в водном растворе 1 % ИВВ-1, а наибольшее ускорение фильтрации керосина при 1 5 % ИВВ-1. Применение раствора NaCl практически не изменяет фазовую проницаемость воды, а фазовую проницаемость керосина увеличивает в 5 раз. При одном и том же содержании ИВВ-1 ( 1 %) в растворах СаС12 и NaCl в последнем более эффективно снижается фазовая скорость фильтрации воды и одновременно увеличивается фазовая скорость фильтрации керосина. Фильтрация керосина после раствора СаС12 с ИВВ-1 увеличивается даже меньше, чем при обработке воды реагентом ИВВ-1 и тем не менее во всех случаях обработки жидкостями с добавкой водоуглеводородорастворимого ИВВ-1 скорость фильтрации углеводородной жидкости через песок повышается в десятки раз.  [9]

В свою очередь нефть дополнительно гидрофобизирует поровое пространство, снижая тем самым фазовую проницаемость воды на модели коллектора из кварцевого песка еще, примерно, в 2 раза.  [10]

Модифицированные фазовые проницаемости для скважин могут вводиться для учета разнообразных эффектов. Например, если вода подходит к скважине по латеральному направлению от боковых границ сеточного блока, то фазовая проницаемость воды для скважины должна быть ниже, чем для сеточного блока, ее содержащего. Таким образом, посредством введения модифицированных фазовых проницаемостей для скважин, расположенных в зоне газонефтяного ( ГНК) или водонефтя-ного ( ВНК) контакта, может быть учтено конусообразование.  [11]

В анизотропном упругом массиве при создании высоких депрессий на пласт возможен выход из работы некоторых прослоев продуктивного пласта вследствие смыкания отдельных трещин. Кроме того, при уменьшении сечения трещин создаются более благоприятные условия для роста обводненности продукции вследствие возрастания фазовой проницаемости воды по отношению к нефти.  [12]

В последние два-три года сотрудники Казанского государственного университета [69 ] пытаются определить положение фронта нагнетаемой воды в нефтяном пласте при помощи гидропрослушивания. В самом деле, при закачке воды в нефтяной пласт в районе нагнетательной скважины изменяется фильтрационное сопротивление вследствие снижения фазовой проницаемости воды.  [13]

В промытой части ПЗП наиболее вероятно, что каналы, большего сечения. Туда преимущественно и поступает эмульсия с повышенными структурно-реологическими свойствами при глушении, Но по промытым участкам ранее, в основном, и происходил прорыв воды в скважину. Адсорбция на гидрофильных поверхностях каналов и трещин гидрофобных компонентов эмульсии снижает фазовую проницаемость воды по данным участкам, поэтому дебит по жидкости может в целом уменьшиться, как следствие динамический уровень может быть после глушения также больше. Но более важными являются дебиты по нефти, которые чаще всего оставались прежними, либо повышались.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также