Гидрофобная порода

Cтраница 3

Зависимость коэффициента вытеснения керосина водой 7. В из образцов карбонатных пород первой ( / и второй ( 2 групп от степени неоднородности порового пространства по коэффициенту S. [31]

Вследствие этого с увеличением неоднородности в направлении, перпендикулярном к потоку, должно происходить снижение как коэффициента вытеснения за безводный период, так и за весь период вытеснения нефти из коллектора. С увеличением вязкости нефти влияние неоднородности структуры порового пространства на механизм вытеснения нефти из коллектора должно расти. Возможно, что определенную роль при этом играет не только повышение вязкости нефти, но и связанное с ним изменение состава нефти: В высоковязких нефтях, как правило, содержится значительно больше полярных компонентов. В свою очередь, в гидрофобной породе по сравнению с гидрофильной сильнее проявляет себя неоднородность в направлении, нормальном потоку, так как в этом случае уменьшается возможность выравнивания фронта вытеснения за счет капиллярного вытеснения нефти из тонких поровых каналов. Образование жестких межфазных пленок на границе нефть - вода должно усиливать влияние неоднородности вдоль линии тока за счет большего диспергирования и капиллярного удержания изолированных глобул такой нефти в поровых каналах. [32]

Сопоставление измеренных и расчетных значений относительной проницаемости по воде, нефти и газу для несцементированных песчаников. [33]

Известно, что в природных условиях существуют частично гидрофобные коллекторы. Описание полностью гидрофобных коллекторов до сих пор в литературе не приводится. К последним, по-видимому, приближаются битуминозные песчаники Атабаска ( Канада), зерна которых покрыты слоем битума. Породы этого типа можно было бы легко обнаружить по данным электрометрии: удельное сопротивление полностью гидрофобной породы должно быть бесконечным при условии содержания в ней только неподвижной воды в виде отдельных изолированных капель. [34]

Нефть, попадающая в промытую зону пласта вследствие изменения направления движения жидкости, если не фильтруется мощной сплошной оторочкой, то рассеивается в виде глобул разных размеров по порам. Попадание в промытую зону пласта мощных сплошных оторочек, а тем более потоков практически исключено. Вероятнее всего, нефть в промытую зону попадает уже с содержанием воды в потоке и по мере продвижения в промытой зоне все больше рассеивается, поскольку вследствие возрастания в нефтесодержащих зонах сопротивления фильтрации возникают параллельные и пересекающиеся малые потоки и струйки водонеф-тяных смесей и нефтесодержащих вод. В конечном счете, вся попавшая в промытую зону пласта нефть, разбившись на глобулы различных размеров, распределится по порам, как по ловушкам, прекратит свое движение почти полностью и существенно снизит проницаемость для воды. Такую картину можно ожидать при всех вариантах смачиваемости поверхности порового пространства промытой зоны, за исключением случаев явно и сильно гидрофобных пород, что в природе встречается не часто. [35]

Образования водяного барьера можно избежать, если использовать буровые растворы на углеводородной основе, в фильтрате которых при забойных условиях вода отсутствует. Два фактора ограничивают возможность применения буровых растворов на углеводородной основе. Во-первых, их нельзя использовать при разбуривании песчаных пластов, содержащих сухой газ, так как не вся углеводородная фаза будет вынесена из пласта вместе с газом и образуется вторая остаточная фаза. Во-вторых, катионные ПАВ, используемые для приготовления растворов на углеводородной основе, снижают степень смачивания водой поверхности зерен, а при неправильном выборе состава раствора могут даже сделать эти поверхности смачиваемыми нефтью. В гидрофобных породах характер кривых относительных проницаемостей, приведенных на рис. 10.6; меняется на прямо противоположный, потому относительная проницаемость для нефти при низких значениях водонасыщенности сильно снижается. [36]

Если бы обе фазы смачивали пористую среду в одинаковой степенит та данные, полученные для системы нефть - газ, должны были бы быть такими же, как и для системы вода - газ или вода - нефть. Так как на самом деле различные фазы смачивают поверхность твердого тела в различной степени и вода в ряде случаев может оказаться несмачивающей фазой, были проведены исследования, посвященные вопросу о влиянии смачиваемости пород на относительные проницаемости для систем нефть - пластовая вода. На относительную проницаемость влияет изменение распределения фаз с различными смачивающими характеристиками. Кривые 1 TIL 2 соответствуют гидрофильным системам, а кривая 3 гидрофобной системе. Если порода гидрофильна, вода теряет подвижность при более высокой водонасыщенности, чем в случае гидрофобной породы. [37]

Страницы: 1 2 3