Cтраница 3
Был сделан вывод, что относительные проницаемости пористой среды для двух несмешивающихся жидкостей определяются: толщиной слоев аномальной нефти и воды на твердой поверхности, поверхностным натяжением на границе нефть-вода, углом смачивания, временем коалесценции капель нефти, величиной силы прилипания капель и механической прочности адсорбционного слоя, временем установления равновесного угла смачивания, величинами вязкости нефти и воды, градиентом давления и проницаемостью пористой среды. При добавке в воду ПАВ уменьшается вероятность прилипания капель нефти к поверхности, облегчается их отрыв от нее, так как уменьшаются межфазное натяжение и краевой угол смачивания. Все это приводит к более интенсивному диспергированию нефти в водонефтенасыщенной зоне. Переход нефти из дисперсионной среды в дисперсную фазу происходит при меньших значениях водонасыщенности пористой среды. Суммарная фазовая проницаемость увеличивается, темпы вытеснения возрастают, проскальзывание воды относительно нефти в поровом пространстве уменьшается. [31]
Из перечисленных факторов спорным остается лишь вопрос о ресурсах газа в нефтематеринской толще, способных обеспечить переход нефти в газовую фазу. Хотя в настоящее время исследователями единодушно признается, что в недрах газовых углеводородов образуется во много раз больше, чем жидких, тем не менее, из-за большой миграционной способности газа и относительно меньшей сохранности его указываются самые различные, в ряде случаев противоположные, соотношения нефти и газа в недрах. При этом не учитывается, что основные потери газа из недр, связанные с высокой их миграционной способностью, происходили после того, как они уже обеспечили перемещение нефти из области нефтегазообразования в области нефте-газонакопления. С учетом анализа всех предпосылок и представлений, принимая во внимание ресурсы газа, генерировавшегося на стадии катагенеза, газа, образовавшегося в результате термической деструкции жидких углеводородов и газа, выделившегося в свободном состоянии в результате его десорбции, соотношение нефти и газа в недрах оценивается как 1: 3, что вполне обеспечивает переход нефти в газовую фазу в региональном масштабе. Указанное обстоятельство полностью исключает возражения, выдвинутые рядом исследователей против первичной миграции нефти. [32]
Джонсона в 1921 г. Рич разбирает случай движения по высокопроницаемому пласту, переходящему по простиранию в пласт, менее проницаемый. В этом случае движение нефти и газа преграждается менее проницаемой породой. Нефть накапливается у фильтра, возникающего на ее пути. Рич объясняет это явление более интенсивным трением, возникающим при движении по мелкозернистой породе. Капиллярные силы также препятствуют переходу нефти из крупнозернистой породы в мелкозернистую. Рич полагает, что подобные явления вызывают накопление нефти в синклиналях. [33]
Так, например, уральская нефть, содержащая большое количество ароматических углеводородов, имеет по сравнению с нефтями других месторождений наиболее высокий удельный вес. Удельный вес нефти находится также в зависимости от глубины ее залегания, причем в некоторых случаях, по мере увеличения глубины залегания, удельный вес нефти уменьшается; в других, при увеличении глубины залегания, наблюдается, наоборот, увеличение удельного веса. Уменьшение удельного веса по мере увеличения глубины залегания может быть объяснено тем, что на большей глубине влияние таких факторов, как выветривание, приводящее к испарению легких фракций, значительно ослаблено и не имеет места окисление. Возрастание удельного веса с увеличением глубины залегания встречается преимущественно в залеганиях вторичного характера, образовавшихся за счет перехода нефти ( миграции) из нижележащих слоев в более высоколежащие. [34]
При этом происходит вторичное разделение смеси ( сепарация) на газ и нефть. Выделившийся газ по патрубку 8 через газопровод 10 поступает в отводящий из сепаратора газопровод 12 и далее в осушитель газа 13, а нефть снова через отверстие 17 в нижней части вертикальной перегородки диаметром 95 мм поступает в следующую, третью секцию 5 КДФ, где давление поддерживается 0 4 МПа, причем давление в последней секции КДФ примерно равно давлению в сепараторе 12 и определяется давлением, необходимым для транспортирования газа на газоперерабатывающей завод или другому потребителю. Здесь происходит конечное разгазирование нефти. Разгазированная нефть по трубопроводу 14 поступает в сепаратор 11, откуда по трубопроводу 15 выводится для дальнейшей подготовки. Наличие задвижек 9 на патрубках 8, расположенных на конечных участках секций КДФ, а также отверстий расчетного диаметра в нижней части вертикальных перегородок обеспечивает заданный перепад давления ( 0 2 МПа) при переходе нефти из одной секции в другую, создавая условие постепенного, ступенчатого разгазирования газонефтяной смеси в одном аппарате. Количество секций в КДФ и размер отверстий в нижней части перегородок зависят от свойств поступающей в КДФ газонефтяной смеси, в частности, от давления на входе в КДФ и количества газа в ней. [35]
Попадая в природные резервуары, они захватываются потоком воды, двигающимся латерально по этим слоям. Падение гидравлического напора в пластовом природном резервуаре, отмеченное выше, происходит весьма постепенно и медленно. Поэтому величина напора в каждом данном пластовом резервуаре почти одинакова на антиклинали и в смежной синклинали. Так как своды антиклиналей расположены ближе к дневной поверхности, условия для разгрузки потока флюидов в них более благоприятны. Нефть и газ накапливаются в сводах антиклиналей у контакта между крупнозернистыми слоями-коллекторами и более мелкозернистыми пластами, перекрывающими последние. Молекулярные силы препятствуют переходу нефти и газа из крупнозернистых пород в мелкозернистые. В результате происходит образование залежей в антиклиналях, а также в линзах крупнозернистых пород и на участках изменения пористости и проницаемости. [36]
Здесь необходимо рассмотреть три варианта. В результате термического воздействия на продуктивный пласт температуру его удается поднять до значения крикондетермы. Такие газоконденсатные залежи, как было указано, можно разрабатывать на истощение без ретроградных потерь конденсата при минимальных капитальных вложениях. Температура пласта в результате термического воздействия на залежь существенно повышается, но не достигает значения крикондетермы. Термическое воздействие на газоконденсатно-нефтяные пласты может привести к значительному повышению нефтеотдачи. Кроме того, повышение температуры может способствовать переходу нефти из жидкого состояния в газовое. Исследованием установлено, что на растворимость нефти в сжатом газе влияет не только изотермическое повышение давления, но и изобарное повышение температуры, правда, в относительно меньшей степени. [37]