Отношение - вязкость - нефть
Cтраница 3
С помощью многофакторного корреляционного анализа установлено влияние различных факторов на обводненность. Из числа рассмотренных наибольшее влияние оказывает величина отношения вязкости нефти и воды. [31]
Чтобы результаты сопоставления были более наглядными, подобраны нефтяные залежи с близкими значениями геолого-физических параметров и, в первую очередь, с близкими значениями соотношения вязкостей нефти и воды. Многочисленные теоретические и экспериментальные исследования показывают, что отношение вязкостей нефти и воды является определяющим фактором эффективности вытеснения нефти при разработке нефтяных залежей в условиях водонапорного режима. Совершенно очевидно, что подобрать полностью идентичные нефтяные залежи как по коллекторским свойствам, так и по физико-химическим свойствам насыщающих их жидкостей невозможно. При подборе нефтяных залежей для анализа руководствовались в основном тремя основными признаками, по которым нефтяная залежь должна: 1) находиться в конечной стадии разработки; 2) разрабатываться не более как трехрядной системой скважин ( имея в виду число эксплуатационных рядов скважин между двумя нагнетательными или контурами нефтеносности), и соотношения вязкостей нефти и воды должны быть близкими. [32]
Аномалии вязкости нефты of, ко характеризуют индексом аномалии вязкости с Индекс аномалии вязкости это отношение вязкости нефти с практически неразрушенной структурой к вязкости нефти с предельно г-азрушениой структурой. [33]
Для неоднородных коллекторов, насыщенных вязкими нефтями, при постоянном отборе жидкости график темпов естественного падения на оси обводненности имеет вид дуги с максимумом в интервале обводненности 404 - 50 %, упирающейся в начало координат и в абсциссу 100 % воды. Амплитуда дуги зависит: от разности в вяз-костях нефти и вытесняющей воды: чем больше отношение вязкостей нефти и воды, тем выше и круче идет кривая. [34]
При сопоставимом подобии процесса вытеснения, что лучше всего прослеживается по месторождениям с близкими значениями отношений вязкостей нефти и воды, точки характеристик вытеснения ц а f ( та) как бы скользят по эталонной кривой. Если же величины эффективности процесса вытеснения по месторождениям несколько отличаются, то характеристики вытеснения сближаются не по всей длине кривой, а только в одной точке с соотношением та / Ла а ( см-рис. [35]
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 условий теоретические расчеты показали, что оптимальное количество закачиваемого в пласт реагента для всех значений отношения вязкости нефти и воды при периодической закачке воздуха составляет 4 34 %, активной нефти - 7 % от объема пор заводняемого пласта. [36]
При наличии в порах пласта активной нефти относительная проницаемость для воды уменьшается до 0 45, а нсснижаемая насыщенность активной нефтью при этом равна 20 % от объема порового пространства. Для этих условий теоретические расчеты показали, что оптимальное количество закачиваемого в пласт реагента для всех значений отношения вязкости нефти и воды при периодической закачке воздуха составляет 4 34 %, активной нефти - 7 % от объема пор заводняемого пласта. [37]
Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях До Ми / Ш текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Ов к объему пор пласта Vn снижается. [38]
Имеются и другие рекомендации по оценке зависимости конечной водонасыщенности пор пласта от геолого-физических и технологических факторов, характеризующих условия разработки нефтяных месторождений. Общим для всех предлагаемых зависимостей является то, что на конечную нефтеотдачу влияет проницаемость пласта, вязкость нефти или отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, плотность сетки скважин, темп отбора жидкости и некоторые другие факторы. [39]
По результатам приведенных расчетов видно, что даже при сравнительно высоком отношении вязкости нефти к вязкости воды ( 2 67) разница в определении осредненной пьезопроводности незначительна. При использовании контрольно-измерительных приборов класса точности 0 35 и ниже в реальных условиях трудно заметить изменение средней пьезопроводности. При отношении вязкости нефти к вязкости воды, равной 1 67 или близкой к этой величине, вообще невозможно определить положение фронта нагнетаемой воды. Таким отношением характеризуются почти все площади Ромашкинского месторождения, исключая Азнакаевские. Причем следует отметить, что реальный пласт неоднороден по мощности и проницаемости, что непосредственно будет влиять на результаты гидропрослушивания. [40]
 |
Распределение на-сыщенностей в процессе вытеснения газированной нефти. [41] |
В процессе вытеснения газированной нефти водой в неоднородной пористой сроде в момент начала заводнения образуются два фронта: газонефтяной и воДонеф - тяной. XI V.2), В первой зоне газ вытесняется нефтью в присутствии связанной поды. Так как отношение вязкостей нефти и газа велико, то нефть вытесняет практически весь подвижный газ. За водонефтяным фронтом остается неподвижный запечатанный газ. Во второй зоне нефть вытесняется водой при наличии неподвижного газа, оставшегося за газонеф-тядым фронтом. [42]
 |
Характеристики заводнения в гидрофильном ( 1 и гидрофобном ( 2 коллекторах ( fj Г2 гз. [43] |
В гидрофильных коллекторах, как уже указывалось, вода ( смачивающая фаза) занимает более мелкие поры и образует тонкую пленку на всех поверхностях породы. Нефть ( несмачивающая фаза) занимает центры более крупных пор. Во время заводнения гидрофильных пластов при умеренном отношении вязкости нефти к вязкости воды вода движется через пористую среду в довольно однородном фронте. Нагнетаемая вода стремится впитаться в любые поры небольшого и среднего размера, двигая нефть в крупные поры, где она легко вытесняется. Во фронтальной зоне каждый флюид движется через свою собственную сеть пор, но с некоторым количеством смачивающего флюида, расположенного в каждой поре. После того, как проходит фронт воды, почти вся остающаяся нефть неподвижна. Из-за такой неподвижности в данном случае ( гидрофильный коллектор) после прорыва воды добычи нефти практически нет. Большая часть пластовой нефти добывается до прорыва воды при небольшой дополнительной, добыче после прорыва. После прорыва водонефтяной фактор быстро возрастает. Так как после прорыва воды извлекается немного нефти, общая нефтедобыча по существу не зависит от объема нагнетаемой воды. [44]
Абраме вводил в это число член ( цв / цн) 04, учитывающий отношение вязкостей нефти и вытесняющей жидкости. Отсутствие одного числа капиллярности объясняется, по-видимому, трудностью постановки эксперимента, учитывающего все многообразие факторов, влияющих на остаточную нефтенасыщенность, поскольку не для всех факторов показано экспериментально влияние их на ОНИ. [45]
Страницы: 1 2 3 4