ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Примеры обработки данных нестационарных исследований из "Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах" Длина модели 10,12 см, диаметр 3,0 см, пористость 0,19, проницаемость по воздуху 0,065 мкм по воде 0,026 мкм В опыте использовалась изовискозная модель нефти. Вязкость и плотность нефти при температуре пласта 102 °С равны 3,0-10 Па-с и 0,825 г/см соответственно. [c.70] В качестве вытесняющего агента использовалась вода из системы поддержания пластового давления. Вязкость и плотность воды при 102 °С равны 0,379-10 Па-с и 0,970 г/см соответственно. [c.70] При фильтрации нефти через водонасыщенную модель пласта была достигнута остаточная водонасыщенность 39,8 %. Проницаемость по нефти при связанной воде составила 0,033 мкм . [c.70] По данным стационарной фильтрации нефти при связанной воде и воды при остаточной нефти оценены значения =0,014, / 2 = 0,508, -Уд = 0,398. Расчеты сводятся к организации методом структурной минимизации среднего риска конкуренции между различными моделями вида (2.22), отличающимися комбинациями ненулевых параметров гид при фиксированном значении т. Функционал эмпирического риска определяется по формуле (2.21), причем величина У2 принимается равной объему нефти, вытесненной в водный период (У2 =0,755 см ), а величина Ар -предельному значению перепада давления (Ар =0,058 МПа). [c.72] Минимум функционала (2.21) определяется методом последовательного спуска, причем минимизация по каждому из искомых параметров проводится методом золотого сечения. [c.72] Решение обратной задачи позволяет оценить и параметр неравновесности т. В данном случае он равен 0,17 и соизмерим с безразмерным временем безводной нефтеотдачи в = 0,25. Результаты расчетов представлены на рис. 2.5. [c.72] Приведены экспериментальные зависимости перепада давления Ар в) и безразмерного объема вытесненной нефти У2 в), отмеченные крестиками. Сплошной чертой представлены расчетные кривые, соответствующие найденным ОФП и т. Значительное отличие теоретической кривой перепада давления, рассчитанной без учета неравновесных эффектов, подтверждает необходимость учета этих явлений при решении обратных задач определения функций ОФП. [c.72] По данным эксперимента определены значения =0,013, 2 =0,359, =0,687, 0 =0,455. [c.73] Для пласта БС5 7 получено Д =0,046 =1,51 А2 =0,508 Л/ 2=1 90. Для пласта АСп получено Aj =0,050 N =1,6, А2 = 0,359 N2 = 1,50. [c.74] Заметное различие в ОФП воды для пласта БСб-7 можно объяснить тем, что в методике [177] не учитываются неравновесные эффекты. [c.74] Таким образом, нами построен устойчивый алгоритм решения обратной задачи идентификации неравновесных фазовых проницаемостей по результатам замеров количества вытесняемой жидкости и перепада давления на выходе испытываемых образцов пористых сред. [c.74] С использованием этого алгоритма создан программный комплекс по обработке данных лабораторных исследований фильтрационных характеристик пористых сред. [c.74] Вернуться к основной статье