Капиллярно-защемленная нефть
Cтраница 2
В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти. [16]
Абрамса) показывает наличие порогового значения капиллярного числа, превышение которого приводит к мобилизации капиллярно-защемленной нефти и удалению ее из образца. Фостера, показано, что увеличение капиллярного числа от 10 - 6 до 10 - 4 практически не изменяет остаточного нефтенасыщения в образце. Дальнейшее увеличение капиллярного числа в 10 - 15 раз приводит к вытеснению из образца 90 - 95 % капиллярно-защемленной нефти. Тут нужно отметить, что в работе А. Абрамса не моделировалось остаточное нефтенасыщение, вытеснение при высоких числах капиллярности велось, начиная с полного нефтенасыщения образца, когда нефть в образце представляет сплошную связ ную фазу. [17]
 |
Зависимости ОНИ от капиллярного числа ( 1VC - в случае получения ОНИ при низком капиллярном числе ( пунктир и непосредственного образования ОНИ при высоком капиллярном числе ( сплошная линия. [18] |
Таким образом они подтвердили полученное А. Абрамсом явление: сплошная нефтяная фаза вытесняется из пористой среды при высоких числах капиллярности полнее, чем капиллярно-защемленная нефть; при вытеснении сплошной нефтяной фазы порог мобилизации практически отсутствует. [19]
Типичная зависимость ОНИ от комплекса л для гидрофильной пористой среды приведена на рис. 3, где Кно - суммарное ОНИ, адсорбированное капиллярно-защемленной и пленочной нефтью, образующееся при малых значениях л; KHomin - минимальное ОНИ; лкр1, лкр2 - критические значения л соответствующие началу активного вытеснения капиллярно-защемленной нефти и точке полного ее вытеснения. Нужно отметить, что сорбированная остаточная нефть также зависит от величины л, но эффективный отмыв ее, в отличие от капиллярно-защемленной нефти, происходит при пропускании большого объема вытесняющей жидкости. Поэтому при пропускании через образец нескольких поровых объемов, достаточных для образования и вытеснения капиллярно-защемленной нефти, ОНИ сорбированной нефти существенно не изменяется. [20]
Известно, что влияние процесса набухания глины на эффективность добычи нефти неоднозначно. Для нефтенасыщенных зон с достаточно высокой проницаемостью набухание глин позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти за счет сужения поровых каналов и выдавливания нефти из мелких пор в более крупные и, таким образом, вовлечения капиллярно-защемленной нефти в процесс вытеснения водой. При очень низких проницаемостях набухание, наоборот, может вызвать полное перекрытие фильтрационных каналов. [21]
Анализ опыта разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, широко освещенного в литературе, позволяет охарактеризовать некоторые ключевые проблемы, обусловливающие снижение темпов добычи. С одной стороны, по мере истощения запасов уменьшается нефтенасыидейность пласта, соответственно падает фазовая проницаемость по нефти, часть запасов остается в невыработанных низкопроницаемых зонах, а также в обводненных участках пласта в виде пленочной и капиллярно-защемленной нефти. С другой стороны, взаимодействуя с закачиваемыми флюидами, нефть претерпевает значительные изменения - накапливаются тяжелые и полярные компоненты, происходят химические реакции с закачиваемыми реагентами. Вследствие роста вязкости и адсорбционной активности остаточная нефть извлекается значительно труднее. [22]
Необходимо отметить, что диаграммы относительных фазовых проницаемостей глинизированных песчаников БВ6 Локосов-ского и K) B. Отмеченное обстоятельство связано в первую очередь с набуханием глинистого цемента при увеличении водонасыщенности в процессе заводнения. Вследствие этого происходит отжимание капиллярно-защемленной нефти в активную зону фильтрации и расширяется область совместной фильтрации нефти и воды. [23]
Типичная зависимость ОНИ от комплекса л для гидрофильной пористой среды приведена на рис. 3, где Кно - суммарное ОНИ, адсорбированное капиллярно-защемленной и пленочной нефтью, образующееся при малых значениях л; KHomin - минимальное ОНИ; лкр1, лкр2 - критические значения л соответствующие началу активного вытеснения капиллярно-защемленной нефти и точке полного ее вытеснения. Нужно отметить, что сорбированная остаточная нефть также зависит от величины л, но эффективный отмыв ее, в отличие от капиллярно-защемленной нефти, происходит при пропускании большого объема вытесняющей жидкости. Поэтому при пропускании через образец нескольких поровых объемов, достаточных для образования и вытеснения капиллярно-защемленной нефти, ОНИ сорбированной нефти существенно не изменяется. [24]
 |
Обводненность / и содержание парафинов 2 в нефти Ма-монтовского месторождения по годам. Пласт БС10. [25] |
Такое изменение состава высокомолекулярных компонентов нефти влияет на ее коллоидную структуру и реологические характеристики, что сказывается на значении коэффициента вытеснения. Последствия роста концентрации асфальтенов и смол преимущественно негативны из-за усиления адсорбции, увеличения плотности и вязкости. С увеличением содержания полярных компонентов часто наблюдается гидрофобизация поверхности породы в гидрофильных коллекторах [20, 47], выражающаяся в переходе капиллярно-защемленной нефти в пленочную и смене режима вытеснения. [26]
Абрамса) показывает наличие порогового значения капиллярного числа, превышение которого приводит к мобилизации капиллярно-защемленной нефти и удалению ее из образца. Фостера, показано, что увеличение капиллярного числа от 10 - 6 до 10 - 4 практически не изменяет остаточного нефтенасыщения в образце. Дальнейшее увеличение капиллярного числа в 10 - 15 раз приводит к вытеснению из образца 90 - 95 % капиллярно-защемленной нефти. Тут нужно отметить, что в работе А. Абрамса не моделировалось остаточное нефтенасыщение, вытеснение при высоких числах капиллярности велось, начиная с полного нефтенасыщения образца, когда нефть в образце представляет сплошную связ ную фазу. [27]
В зависимости от степени гидрофильности или гидрофобности породы состав и свойства остаточной нефти значительно отличаются. При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется поршневой режим вытеснения, когда до 90 % нефти добывается в безводный период. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью. [28]
При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к поршневому, когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0 5 - 1 5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью. [29]
Страницы: 1 2