Относительные проницаемое)и

В большинстве опытов показано, что для данной структуры пористой среды относительные проницаемости k являются в основном функциями насыщенности, а если и наблюдается влияние иных параметров (например, отношения коэффициентов вязкости фаз), то ими обычно пренебрегают. Тогда с учетом (1.21) закон Дарси (1.20) для каждой из фаз записывается в виде [c.27]

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения меньше 1 [c.27]

Графики к (5) представляют собой асимметричные кривые (см. рис. 1.6). Относительная проницаемость k (s) смачивающей фазы при [c.27]

Как показывают опыты и анализ размерностей, относительные проницаемости (л) не зависят от размеров пор, но могут зависеть от их формы и распределения. Поэтому кривые одинаковы для определенных групп, сходных по структуре пористых сред. [c.28]

Фактор разделения или коэффициент относительной проницаемости определяется как [c.88]

Любая жидкость, находящаяся в пласте при условиях, определяемых точками I и. 4, не потечет в скважину до тех пор, пока ее концентрация в поро-вом пространстве не достигнет объема, определяемого кривой относительной проницаемости данного пласта. Как только это произойдет, в скважину хлынет двухфазный поток. [c.28]

Важная особенность этого макро- и микропроцесса состоит в том, что на начальной стадии вытеснения до прорыва нефтяного вала газовый фактор остается постоянным (если можно пренебречь изменением пластового давления). Зная газовый фактор, можно определить нефтенасыщенность по кривым относительной проницаемости следующим образом. Пусть газовый фактор (в объемных единицах) равен Г, а начальный газовый фактор, соответствующий растворенному газу. Го. Тогда доля свободного газа в потоке в пластовых условиях [c.185]

Заметим, что расчеты являются ориентировочными, поскольку точный вид кривых относительной проницаемости неизвестен и неизвестно влияние неоднородности пласта. Однако проверка показывает, что результаты мало меняются при изменении вида кривых относительной проницаемости и зависят, главным образом, от величины постоянных насыщенностей 5н и а. Результаты расчета сведены в табл. 15, из которой видно, что скорость фронта нефтяного вала во много раз превышает скорость фронта воды при газовых факторах менее 1000 м /м . [c.186]

При этом уменьшается работа, необходимая для продвижения в поровом пространстве свободных капель нефти, обеспечивается снижение набухаемости глин, что сохраняет фильтрационные свойства породы, увеличивается относительная проницаемость пористой среды. [c.102]

Объем закачки, поровый объем Перепад давле- ния, МПа Относительная проницаемость по воде, % [c.327]

Ниже будет доказано, что кривые дебит — накопленная добыча , построенные по промысловым данным, и кривые относительной проницаемости, построенные по данным лабораторных исследований, отображают подобные процессы. [c.109]

Как известно, при фильтрации двухфазной жидкости через пористую среду скорость фильтрации каждой фазы определяется относительной проницаемостью среды, которая для каждой фазы различна и изменяется в зависимости от насыщенности среды смачивающей фазой. [c.109]

Это отношение называется коэффициентом относительной проницаемости. [c.110]

При опытном определении относительной проницаемости песчаника путем вытеснения нефти водой на форму кривых в той или иной степени накладывается эффект гистерезиса смачиваемости песчаника нефтью. Это искажает форму кривых, поскольку опыты [c.110]

Рпс. 2. Кривые зависимости коэффициента относительной проницаемо- [c.111]

На рис. 2 приведена кривая зависимости логарифма коэффициента относительной проницаемости песчаника от насыщенно- [c.111]

Добыча нефти из залежи уменьшается пропорционально уменьшению относительной проводимости пласта для нефти по мере его заводнения, поэтому форма кривой дебит — накопленная добыча , выраженная в безразмерной форме, должна повторять форму кривой относительной проницаемости соответствующей фазы. [c.113]

Характер зависимостей (1.24) определяется различной степенью смачивания твердых зерен породы фазами, причем оказывается, что относительная проницаемость наиболее с( чивающей фазы-воды-зависит практически только от водонасыщенности и почти не зависит от нефте- и газонасыщенности и [c.29]

Одно из важных свойств этого преобразования иллюстрируется на рис. 9.17. Здесь треугольник Л, штриховыми линиями разбит на области однофазных (1Ф), двухфазных (2Ф) и трехфазного (ЗФ) течений. Потеря сплошности г-й фазой означает обращение в нуль для нее относительной проницаемости а значит и соответствующей функции /. Пунктирные линии на рис. 9.17 представляют собой границы подобластей треугольника Д , в которых /с = / = О (г = 1, 2, 3). Таким образом, преобразова- [c.285]

Имеются физические предпосылки и некоторые экспериментальные данные, показывающие, что относительные проницаемости к, для некоторых из фаз зависят, в основном, от своих насыщенностей и слабо зависят от насыщенностей другими фазами. Это было замечено еще М. Левереттом и В. Левисом (1941 г.) для конкретной системы. Но этот результат не является постоянным правилом и в каждом случае требует специальной проверки. [c.288]

По извесгным фазовым проницаемостям k s) и k (s) можно построить гра( )ик р = р (,v) по формуле (9.92). Для относительных проницаемостей Викова и Ботсета [33, 81] он приведен на рис. 9.18 (для несцементированных песков). [c.296]

В дальнейшем изложении использована величина относительной проницаемости осадка по влаге Котк, характеризующая отношение объема движущейся влаги к общему объему пор. [c.271]

Присутствие свободной газовой фазы может положительно сказаться не только на конечной нефтеотдаче пласта, но и на интенсификации отбора нефти. В микронеоднородных коллекторах, избирательно лучше смачиваемых вытесняющим агентом, нагнетаемая вода прелое всего должна проникать в поровые каналы, занятые свободны.м газо.м, т. е. в крупные поры или поровые каналы. Это значит, что при прочих идентичных условиях поверхность контактирования воды с нефтенасыщенным поровым пространством возрастает. Увеличение поверхности соприкосновения воды с нефтенасыщенными участками, в свою очередь, способствует увеличению объема воды, капиллярно впитывающейся в эти участки. При этом капиллярное впитывание происходит в различных направлениях, что способствует улучшению текущего микроохвата пласта нагнетаемой водой. Если содержание свободного газа невелико и он по пласту распределен равномерно, эффект капиллярного впитывания может быть значительным. Однако чрезмерное увеличение газонасыщенности может -привести к отрицательному результату из-за существенного увеличения вязкости нефти и относительной проницаемости для газа. Поэтому при заводнении пласта в каждом конкретном случае очень важно найти оптимальное значение начальной газонасыщенности. [c.98]

Относительная проницаемость для воды по заводнённой зоне пласта принята равной 0,6 градвент плаотового давления - 0,004 МПа/м. [c.109]

Переход дисперсной фазы из каплевидной формы в шнуркообразную позволяет при меньших количествах ее получить непрерывные нити по всей породе, при этом фазовая проницаемость ее будет отлична от нуля при меньших насыщениях ею порового пространства. Переход в шнур-кообразную форму должен, по-видммому, увеличивать относительную проницаемость породы для дисперсной фазы. [c.155]

Анализ большого количества эмпирических зависимостей для расчета относительных фазовых проницаемостей, предложенных разными авторами, показал, что наиболее целесообразно при оценке предельного значения конечного коэффициента нефтеотдачи использование эмпирической формулы Чень Чжун-Сяна [20], выведенной на основе усреднения большого числа экспериментальных данных. Согласно [20] относительные проницаемости для нефти и воды определяются как функции водонасыщенности пористой среды по следующим формулам [c.30]

Расчеты показывают, что существует вполне определенное количество подаваемого в пласт реагента, при котором происходит максимальное выравнивание проницаемости. Это количество зависит от характера неоднородности пласта и степени снижения фазовой проницаемости данным реагентом. Согласно данным лабораторных исследований при насыщении порового пространства воздухом на 10% проницаемость пласта для воздуха равна нулю, а относительная фазовая проницаемость для воды составляет 0,7 т. е. уменьшается на 30%. При наличии в порах пласта активной нефти относительная проницаемость для воды уменьшается до 0,45, а неснижаемая насыщенность активной нефтью при этом равна 20% от объема порового пространства. Для этих усло- [c.50]

По результатам вытеснения нефти сточной и водопроводной вОдой были рассчитаны и построены зависимости относительных проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности модели пласта. Показано, что сточная вода АО Искож лучше вытесняет акинеевскую нефть из модели пласта, чем водопроводная. [c.353]

На рис. 1 приведены кривые Викова и Ботсета [1] и Булнеса и Фиттинга [2]. Первые построены для сцементированного песчаника, вторые — для известняков и доломитов. Обе пары кривых показывают изменение относительной проницаемости для газа кд ), которая является несмачивающей фазой, и относительной проницаемостью для нефти (/с д), которая является смачивающей фазой, от степени насыщенности породы нефтью т. е. смачивающей фазой. Проницаемость породы зависит только от скелета породы и не зависит от вязкости жидкости. Многочисленные опыты показали, что относительная проницаемость так же не зависит от вязкости фильтрующихся жидкостей. [c.109]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология