Значение - относительная проницаемость
Cтраница 2
Обычно дебит нефти считается заданным, а дебиты других фаз вычисляются по значениям относительной проницаемости в ячейке на данный момент времени. [16]
Однако сравнение расчетных данных с экспериментальными результатами для соответствующих условий показывает, что даже учет т0 уменьшает значения относительных проницаемостей. [17]
Сравнение формул (2.10) с (2.18) и (2.19) показывает на их некоторую близость, однако формула ( 2 10) справедлива для различных систем размещения скважин и позволяет сразу получить значение Kmia B абсолютных величинах, тогда как формулы (2.18) и (2.22) - только для определенной системы размещения и дают значение относительной проницаемости сдвига. Во-вторых, принимая во внимание, что выражения в скобках формул (2.18) и (2.19) есть не что иное, как проницаемость, а ее размерность принята в мкм2, то, по логике математического мышления, вместо степени 1 6 должен стоять квадрат степени. [18]
 |
Зависимость фазовых проницаемостей от насыщенности. [19] |
При наличии в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 20 % жидкости ( S 20 %), а в порах песчаников ( сцементированных песков) до 50 % жидкости, фазовая проницаемость для жидкой фазы газированной жидкости k x 0, а относительная проницаемость для газообразной фазы смеси k r 90 % для несцементированных песков и известняков и k r - 98 % для песчаников ( при S 20 %, а при S 50 % имеем k r 65 % для песков-песчаников) значения относительных проницаемостей k x и k r взяты в процентах от проницаемости k соответствующей пористой среды для однородных жидкостей. [20]
 |
Зависимость относительной.| Зависимость относительной. [21] |
На рис. 36 приведены аналогичные кривые относительных прони-цаемостей при движении газированной жидкости через несцементированный песок, песчаник и известняк. На осях ординат отложены значения относительной проницаемости для газа и жидкости, а на оси абсцисс - насыщенность пористой среды жидкостью. [22]
Лагранжа ( х а т0 / / АрЛ), который должен уменьшать результатирующие значения относительной проницаемости для газа для тех же самых отношений 10 и насыщенности PJ. [23]
Эффективная проницаемость измеряется непосредственно в лаборатории на небольших образцах породы. Однако ввиду того, что для данного образца пористой среды возможно большое число комфина-ций насыщенности, лабораторные данные представляют в виде значений относительной проницаемости. Предполагается, что эффективные проницаемости для различных фаз, полностью заполняющих пористую среду, равны между собой. [24]
 |
Сопоставление кривых зависимости фазовых проницае-мостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков, песчаников, известняков и доломитов. [25] |
Следовательно, как только изменится насыщенность породы одной фазой, меняется проницаемость для другой фазы. Так, рост содержания свободного газа в жидкости ( в том числе и в нефти) приводит к значительному снижению проницаемости для жидкости и к еще более значительному росту проницаемости для газа. Здесь на вертикальной оси отложены значения относительной проницаемости для жидких и газовых фаз, а на горизонтальной оси отложена насыщенность S пористой среды жидкой фазой в процентах от полного насыщения породы одной жидкой фазой. [26]
Особенности фильтрации неньютоновских нефтей для случая движения однородной жидкости переносятся и на случай двухфазного потока при вытеснении нефти водой. Для качественного описания характера вытеснения неньютоновской нефти водой может быть применена схема Баклея-Леверетга. В первом приближении можно считать, что значения относительной проницаемости пород для нефти и воды не зависят от неныотоновских свойств жидкости, так как распределение фаз в породах определяется капиллярными силами, как и для ньютоновских жидкостей. Установлено, что с увеличением ( / о уменьшается значение водо-насыщенности на фронте вытеснения и средней водонасыщенно-сти за фронтом, а также предельная водонасыидейность, при которой нефть становится неподвижной. Вытеснение не ньютоновских нефтей более эффективно при высоких скоростях. [27]
& в Д5в) на рис. 1.5 приведены экспериментальные данные В. М. Добрынина и В. Н. Черноглазова ( МИНХ и ГП им. Как следует из рис. 1.5, особо ощутимые различия в значениях относительной проницаемости полимиктовых пород по сравнению с проницаемостью кварцевых песчаников имеем для воды, что связано-со спецификой строения и распределения пор по размерам. Для исследованных полимиктовых песчаников поры имеют размеры от 1 до 22 мкм. [29]
При прокачивании 1.8 объема пор наблюдается уменьшение относительной проницаемости до 0.01. При последующем введении воды в количестве 2.2 объема пор происходит некоторый рост проницаемости до 0.022 единиц. Однако указанный рост проницаемости может быть объяснен не только формированием в пористой среде зон, содержащих изолирующий состав, но и изменением условий эксперимента, связанного с отбором жидкости при постоянном давлении. Затем наступает стабилизация процесса, при которой дальнейшая фильтрация жидкости не приводит к изменению значений относительной проницаемости, составляющей 0.018 долей единиц. В процессе эксперимента осуществляют регулярный контроль за количеством фильтруемой через модель жидкости во времени. [30]
Страницы: 1 2 3