Cтраница 3
Несмотря на то, что относительные фазовые проницаемости являются уникальными свойствами горных пород, характер их изменения во многом коррелируется с типом смачиваемости породы. Для случая двухфазной фильтрации изменение типа смачиваемости породы вызывает также значительные количественные изменения в зависимостях фазовых проницаемостей от насыщенности, в том числе и в критических значениях насыщенности, соответствующих началу подвижности фаз ( Villiam G. Исследование влияния типа смачивания пород на процессы накопления ретроградного конденсата представляет дополнительный интерес еще в связи с тем, что существуют представления о возможности значительного изменения продуктивности скважин за счет осуществления мероприятий по изменению смачиваемости коллектора в прискважинной зоне пластов. В связи с этим представляется целесообразным проведение исследований влияния фазовых проницаемостей на процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин для наиболее типичных случаев смачиваемости пород - для гидрофильных и гидрофобных коллекторов. [31]
Газонефтеводонасыщенность газовых н газонефтяных месторождений, как правило, в действующих проектах излагается с позиции подсчета запасов газа и нефти залежи. Отмечаются значения остаточных газо -, нефте - и водонасыщенностей. Не рассматривается порог подвижности фаз и влияние насыщенности пор газом, нефтью или водой на фазовые проницаемости до достижения насыщения, необходимого для порога подвижности. В действующих проектах практически отсутствует понятие о переходной зоне. [32]
В первом, предложенном в работе А. К. Курбанова, используется предположение о мгновенном капиллярно-гравитационном равновесии фаз в каждом вертикальном сечении пласта. Очевидно, такое распределение устанавливается при малых скоростях вытеснения. Такое течение может установиться лишь при очень высоких его скоростях и отношениях подвижностей фаз, близких к единице. [33]
Это вызвано тем, что при принятых в расчетах параметрах реализуется весьма эффективный режим вытеснения нефти водой, характеризующийся сильным гравитационным разделением фаз и преобладанием не фронтального, а вертикального вытеснения нефти водой снизу вверх. Как известно [9], при таком режиме гравитационные силы играют положительную роль, обеспечивая весьма полное извлечение нефти из охваченных заводнением зон пласта, в которых вытеснение приближается к поршневому и после прохождения фронта воды нефтенасыщенность приближается к остаточной. Поэтому прирост нефтеотдачи при закачке оторочек растворов полимера в таком случае может происходить не за счет повышения текущего коэффициента вытеснения вследствие выравнивания подвижностей фаз, а только за счет увеличения охвата заводнением. Это предположение подтверждается расчетами. [34]
Термические коэффициенты расширения полимеров значительно больше, чем большинства жестких наполнителей. Это различие в термических коэффициентах расширения компонентов, образующих композиционные материалы, обусловливает проявление нескольких важных эффектов. Так, при охлаждении композиции от температуры переработки или отверждения до температуры эксплуатации полимерная фаза обжимает частицы наполнителя. Это препятствует проявлению подвижности фаз по границе раздела даже при слабой адгезионной связи, особенно при небольших напряжениях. Поэтому в большинстве случаев модуль упругости композиций одинаков при хорошей и плохой адегезион-ной связи полимер - наполнитель. Полимер вблизи поверхности частиц наполнителя может подвергаться большим окружным растягивающим термическим напряжениям. Обжатие полимером наполнителя может быть столь большим, что растягивающие напряжения вызовут образование трещин и снизят прочность композиции. [35]
В этом заключается принципиальное отличие результатов многокомпонентной фильтрации от традиционно представляемых по данным дифференциальной конденсации. В соответствии с PVT-исследованиями снижение потенциального содержания С5 в добываемом газе происходит после отбора около 9 % запасов сухого газа. Достигнув локального минимума, содержание С5 в добываемом газе увеличивается и на непродолжительное время может превысить даже его начальное содержание. Значимость этого эффекта связана с относительной фазовой проницаемостью коллектора, которой наряду с динамической вязкостью определяются подвижности фаз и, следовательно, состав добываемой смеси. [36]
Смешивающееся вытеснение происходит при лучшем соотношении подвижностей, чем вытеснение обогащенным газом. К недостаткам метода относятся применимость только для легких неф-тей, необходимость очень высоких давлений закачки и относительно невысокий коэффициент охвата, который обычно ниже, чем при заводнении. При вытеснении нефти обогащенным газом коэффициент охвата ниже, чем при вытеснении газом высокого давления, и менее благоприятно соотношение подвижностей фаз. Оторочки обогащенного газа разрушаются вследствие неоднородности пласта, гравитации, вязкостной неустойчивости. Однако этот метод реализуется при более низких давлениях нагнетания и для более широкого диапазона составов пластовой нефти. [37]
Так, добавка ПАВ в воду может увеличить не только коэффициент вытеснения нефти, но и охват пласта заводнением за счет интенсификации капиллярных перетоков между прослоями. Однако если капиллярные силы оказываются незначительными, то продвижение воды, а вместе с ней реагента неравномерно по толщине пласта. Поэтому весьма перспективна комбинация методов, которые позволяют наряду с увеличением фазовой проницаемости и коэффициента вытеснения существенно улучшить охват пласта заводнением. Это можно сделать, например, если добавить в закачиваемую воду вместе с ПАВ водорастворимые полимеры, которые, загущая воду, изменяют соотношение подвижности фаз, что существенно повышает охват пласта заводнением. Другое сочетание - закачка раствора ПАВ с циклическим воздействием на пласт. При циклическом заводнении, вследствие перетоков жидкости между прослоями с различной проницаемостью, повышается охват пласта заводнением. Раствор ПАВ, увеличивая подвижность нефти, должен способствовать более интенсивному перетоку ее под действием упругих сил из малопроницаемых прослоев в высокопроницаемые. [38]
В качестве вытесняющего агента, увеличивающего нефтеотдачу, применяют карбонизированную воду-водный раствор углекислого газа. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти. При растворении СО2 в воде и в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. За счет этого снижается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается коэффициент вытеснения. Растворение СО2 в воде увеличивает ее вязкость, растворение СО2 в нефти снижает вязкость нефти и увеличивает фазовую проницаемость. Этим достигается контроль за подвижностью фаз и, тем самым, увеличение коэффициента охвата. [39]
Основой проекта является геологическая характеристика месторождения. Геологическая характеристика, кроме строения месторождения, включает в себя и большое количество параметррв пористой среды, насыщающее ее флюидов и их взаимодействия. К этим параметрам относятся: стратиграфия, тектоника, литология, пористость, проницаемость, насыщенность, толщины пропластков, последовательность их залегания и другие. Эти параметры определяются геологическим изучением разреза методами сейсмики, петрографии, исторической геологии, палеонтологии, бурением поисковых и разведочных скважин, отбором ( сплошным) керна и его изучением в лабораторных условиях, проведением промыслово-геофизических и гидрогеологических исследований, опробованием, газогидродинамическими и газоконденсатными исследованиями. Результаты этих исследований должны быть обобщены геологами и изложены в геологической части проекта. Полученные этими исследованиями результаты должны дать возможность проектировщику расчленить продуктивную толщу по пропласткам, установить последовательность залегания этих пропластков по площади, выявить гидродинамическую связь между ними, определить внешний и внутренний контуры газоносности ( нефтеносности при наличии оторочки), построить карты равных пористости и проницаемости, определить толщину переходных зон, подвижность фаз, остаточные насыщенности фазами, построить карты изопа-хит и проводимостей, установить наличие и опредешггь амплитуды тектонических нарушений, взаимодействие блоков через тектонические нарушения и многие другие параметры, необходимые для прогнозирования показателей разработки. Особое значение приобретает изменение большинства параметров в процессе разработки в результате изменения: давления, истощения отдельных пропластков, изменения положения газоводяного и газонефтяного контактов, дегазации нефти и воды, выпадения конденсата в пласте и многих других факторов. [40]