Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей. Фазовая проницаемость нефти


Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков — движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Рассмотрим вначале графики двухфазного потока. Движение смеси нефти и воды. На рис.10.2 приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

, , (10.24)

где: kн и kв — фазовые проницаемости для воды и нефти;

k — абсолютная проницаемость.

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин.

Рис. 10.2 Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства. Поверхностное натяжение жидкостей: 1— 34 мН/м;2— 5 мН/м.

Из рис.10.2 также следует, что если водонасыщенность песка S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжениях нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости (рис.10.2).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис.10.3).

Рис.10.3. Влияние соотношения вязкости на относительные проницаемости песка пористо­стью 40—42% (к = 3,2—6,8 мкм2) для нефти и воды: 1 — нефть; 2 — вода.

Изменения свойств пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды. С уменьшением проницаемости (например при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы, лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.

Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости.

Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше величины абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы. Следует, однако, отметить, что в последнее время высказывается мнение о возможности получения при определенных условиях относительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу.

В заключение следует отметить, что при движении нефти и воды (так же как и при фильтрации любых других фаз) в пористой среде их относительные объемные скорости течения (водо-нефтяной фактор) определяются не только относительной проницаемостью, но и соотношением вязкости фаз.

studfiles.net

Фазовая и относительная проницаемость. Диаграммы относительной проницаемости. | Neftegaz Wiki

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы. Многие породы оказываются практически непроницаемыми для флюидов из-за наличия капиллярных и субкапиллярных пор. Почти все осадочные породы, слагающие нефтяные и газовые пласты (пески, песчаники, известняки, доломиты и др.), в той или иной степени проницаемы.

В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

    Закон ДарсиEdit

    $ v=\frac{Q}{F}=\frac{k}{\mu}\frac{\Delta p}{L} $

    $ v $ -- скорость линейной фильтрации;

    $ Q $ -- объемный расход флюида через образец;

    $ F $ -- площадь фильтрации;

    $ k $ -- коэффициент проницаемости;

    $ \mu $ -- динамическая вязкость;

    $ L $ -- длина образца;

    $ \Delta p $ -- перепад давлений на образце.

    Абсолютная проницаемостьEdit

    Абсолютная проницаемость -- проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически характеризует только физические свойства породы. При движении жидкостей в пористой среде на велечину ее проницаемости оказывают влияние физико-химические свойства жидкостей. Поэтому в качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемост порд, определенной по газу (чаще всего по азоту).

    Проницаемость по газу: $ k=\frac{2 Q_0 p_0 \mu L}{(p^2_1 - p^2_2) F} $

    $ Q_0 $ -- расход газа при атмосферном давлении;

    $ p_0 $ -- атмосферное давление;

    $ \mu $ -- динамическая вязкость;

    $ L $ -- длина образца;

    $ p_1 $ -- начальное давление;

    $ p_2 $ -- конечное давление;

    $ F $ -- площадь фильтрации.

    Эффективная (фазовая) проницаемостьEdit

    Эффективная (фазовая) проницаемость -- проницаемость пород для данного газа или жикдости при наличии в порах многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит не только от физических совйств породы, но и от насыщенности ее жидкостью или газом и от их физико-химических свойств.

    Относительная проницаемостьEdit

    Относительная проницаемость -- отношение эффективной проницаемости этой среды к абсолютной.

    neftegaz.wikia.com

    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

    Отношение - фазовая проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

    Отношение - фазовая проницаемость

    Cтраница 1

    Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, и абсолютной, измеренной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.  [1]

    Аналогично методу вытеснения оценивается отношение фазовых проницаемостей по промысловым данным.  [2]

    Относительной проницаемостью поровой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.  [3]

    Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.  [4]

    Причем под коэффициентом подвижности понимается отношение фазовой проницаемости породы для данной жидкости к ее вязкости. Различие в подвижностях за фронтом движения и перед ним учитывается отношением коэффициентов подвижности.  [5]

    Относительной проницаемостью для данной фазы называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость является величиной безразмерной и выражается в процентах от абсолютной проницаемости или в долях единицы.  [6]

    ПРОНИЦАЕМОСТЬ ФАЗОВАЯ ОТНОСИТЕЛЬНАЯ - величина, определяемая отношением фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости горной породы.  [7]

    ПРОНИЦАЕМОСТЬ ФАЗОВАЯ ОТНОСИТЕЛЬНАЯ - величина, определяемая отношением фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости горной породы.  [8]

    Здесь Ря ( s) - j - - отношение фазовой проницаемости для нефти к проницаемости пласта, являющееся функцией насыщенности нефтью перового пространства; хн - динамическая вязкость нефти, зависящая от давления, в Па с; 3 - объемный коэффициент, зависящий от давления.  [9]

    Таким образом, по данным вытеснения может быть найдено отношение фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности. Представленный метод был разработан Велджем. Для того чтобы найти значения фазовых проницаемостей, необходимо воспользоваться дополнительными данными, например, значениями перепада давлений между входным и выходным сечениями образца, которые регистрируются в ходе эксперимента помимо объема добытой нефти и суммарного прокачанного объема воды.  [10]

    Задача 2.10. Для условий, данных в задаче 2.9, требуется определить отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти Ф kr / kn при трех значениях пластового давления.  [12]

    Подвижность жидкостей ( нефти, воды) в пластовых условиях условно выражается отношением фазовой проницаемости для дан - - ной жидкости и ее вязкости.  [13]

    Под фазовой понимают проницаемость породы для данной жидкости ( или газа) при наличии в порах многофазной системы. Относительной проницаемостью коллектора называют отношение фазовой проницаемости к абсолютной.  [15]

    Страницы:      1    2

    www.ngpedia.ru

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

    Фазовая проницаемость

    Cтраница 1

    Фазовая проницаемость для нефти не меняется, т.к. в тех поровых каналах, где находится нефть, полимер не адсорбируется. Ниже излагается приближенная методика, основанная на этом же подходе.  [1]

    Фазовая проницаемость по газу для цементного камня, поры которого заполнены водой, зависит от полноты вытеснения воды газом из норового пространства, последняя в свою очередь зависит от многих факторов и прежде всего от скорости вытеснения и влагоемкости газа.  [2]

    Фазовая проницаемость жидкой У В фазы при увеличении сj у уменьшается более быстро, чем таковая для паровой фазы.  [3]

    Фазовая проницаемость k определяется для каждой из фаз самостоятельно, исходя из предположения, что течение их происходит независимо друг от друга.  [4]

    Фазовая проницаемость для нефти значительно выше в случае применения при заводнении карбонизированной воды по сравнению с обычной.  [6]

    Фазовые проницаемости в зоне мицеллярного раствора приняты линейными функциями насыщенностей, в зоне полимерного раствора фазовые проницаемости берутся такими же, как при обычном заводнении. Концентрации в зонах первой и второй оторочек обозначаются С и Ср соответственно.  [8]

    Фазовые проницаемости для нефти и МР в зоне МО предполагаются линейными функциями насыщенности. Поскольку вязкость МР превышает вязкость нефти, вытеснение при этом носит поршневой характер.  [9]

    Фазовая проницаемость по газу для цементного камня, поры которого заполнены водой, зависит от полноты вытеснения воды газом из порового пространства, а последняя, в свою очередь - от многих факторов и прежде всего от скорости вытеснения и влагоемкости газа.  [10]

    Фазовая проницаемость - это проницаемость отдельно для жидкости и газа при их одновременном движении в пористой среде.  [11]

    Фазовые проницаемости при работе основной программы рассчитываются согласно заданным эмпирическим зависимостям фазовых проницаемостей от насыщенности.  [12]

    Фазовая проницаемость k определяется для каждой из фаз самостоятельно, исходя из предположения, что течение их происходит независимо друг от друга.  [13]

    Фазовые проницаемости обычно определяются опытным путем; типичный вид их показан на рис. 6.6. Очевидно, что фазовая проницаемость для первой фазы возрастает с ростом насыщенности, для второй падает. Это имеет вполне ясный физический смысл. Эти капли из-за поверхностных сил не могут под действием обычных градиентов давления продвинуться сквозь сужения пор и потому остаются неподвижными, образуя неподвижную ( или пассивную) компоненту данной фазы. При увеличении насыщенности капли сливаются между собой, образуя связную подвижку ( активную) компоненту данной фазы. Чем больше насыщенность данной фазой, тем меньшую долю ее составляет пассивная компонента. Эти соображения позволяют качественно объяснить типичный ход кривых фазовых проницаемостей.  [14]

    Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами. Однако существуют диапазоны изменения насыщенности пористой среды газом, водой или нефтью, в пределах которых относительные фазовые проницаемости остаются ( или принимаются) практически постоянными. Граница этих областей характеризует либо порог подвижности флюидов, либо величины остаточных газо -, водо -, неф-тенасыщенностей.  [15]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

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

    Фазовая проницаемость - нефть

    Cтраница 3

    Однако несмотря на широту спектра применяемых при вытеснении нефти химических реагентов, по своему влиянию на гидродинамику водонефтяной системы в пористой среде они похожи друг на друга. При добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости и уменьшение фазовой проницаемости, несколько уменьшается остаточная нефтенасыщенность. При вытеснении нефти карбонизированной водой ( водным раствором углекислого газа) в процессе растворения СО2 в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, снижается остаточная нефтенасыщенность, увеличивается фазовая проницаемость нефти и снижается ее вязкость, увеличивается вязкость воды. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду происходит уменьшение поверхностного натяжения и снижение остаточной нефтенасыщен-ности.  [31]

    Пантелеев Виктор Геннадьевич ( род. Предложенные им объемные модели пласта ( см. выше) являются крупным вкладом в теорию и методику научных исследований, связанных с экспериментальными определениями коэффициентов вытеснения нефти водой и др. агентами, фазовых проницаемостей нефти и воды, темпов вытеснения нефти.  [32]

    Позднее этим автором рассмотрена задача об одновременном притоке двух жидкостей с одинаковыми плотностями и различной вязкостью. Такая постановка не влияет на условие на контуре питания, а поэтому отношение дебитов воды и нефти не зависит от распределения скоростей на стенке. В работе [ 88J расчетные формулы, учитывающие разности плотностей и вязкостей, предложенные И.А. Чарным, уточнены путем введения условия равенства производных толщин по радиусу. Конечное решение этой задачи в [338] для различных фазовых проницаемостей нефти и воды было сведено к решению, полученному другими исследователями путем исключения из конечной формулы влияния разности плотностей из-за малой ее величины по сравнению с депрессией на пласт. Как отмечено в [88], для линейного закона сопротивлений эти выводы могут быть получены из уравнения неразрывности.  [33]

    Как показано нашими опытами, частичная дегазация нефти ослабляет ее структурно-механические свойства. Особенно заметно ослабление структурных свойств нефти при ее фильтрации через пористую среду. При этом резко уменьшается динамическое давление сдвига нефти и уменьшаются сопротивления при фильтрации нефти в пористой среде. Но, как показали опыты, при правильном выборе степени дегазации нефти это вызовет ослабление структурных свойств нефти из-за ухода азота, хотя фазовая проницаемость нефти в присутствии свободного газа и уменьшается. После достижения необходимой степени дегазации пластовое давление должно быть снова увеличено для растворения свободного газа в нефти.  [34]

    На рис. II.7 приведена зависимость Rjl ( в безразмерной форме) от температуры. Как показывают расчеты, увеличение коэффициента продуктивности естественного керна при повышении температуры оказывается меньше, чем соответствующее снижение вязкости нефти. Причем с ростом температуры эта разница довольно быстро увеличивается. Так, например, при нагревании до 57 С это отношение повышается более чем в три раза. Полученные результаты говорят о том, что с повышением температуры эффективность теплового воздействия для увеличения продуктивности эксплуатационных скважин снижается. Необходимо отметить, что подобный эффект может быть объяснен и тем, что с возрастанием температуры количество выделяющегося газа увеличивается, и поэтому снижается фазовая проницаемость нефти. Однако непосредственный расчет показывает, что вследствие малого газосодержания и небольшой продолжительности опытов этим фактором можно пренебречь.  [36]

    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