Фазовая проницаемость - коллектор
Cтраница 2
 |
Зависимость между влажностью ( w и открытой емкостью пустот матрицы ( т. по керну, отобранному при использовании обычного водного раствора для некоторых месторождений. [16] |
Кривые рис. 74, 75 и 76 характеризуются максимумом влажности и содержания солей в породе, выше которого фазовая проницаемость коллектора для нефти при вытеснении ее водой перестает быть равной нулю. Следовательно, открытая емкость пустот матрицы, соответствующая этим значениям влажности и содержанию солей, служит границей, выше которой литологические разности пород составляют эффективную мощность коллектора при упруго-водонапорном режиме. [17]
Водный раствор жидкости ГКЖ-10 ( 11), поступая в водона-сыщенную часть пласта, гидрофобизирует поровое пространство, тем самым повышается фазовая проницаемость коллектора для нефти. Однако механизм гидрофобизации данными реагентами отличается от механизмов гидрофобизации катион-ными ПАВ. [18]
Главным отличием методов перераспределения фильтрационных потоков является не увеличение вязкости закачиваемой воды с помощью различных химических добавок, например как это делается при применении полимерного заводнения, а воздействие на абсолютную или фазовую проницаемость коллектора. Область применения этих методов ориентирована на разработку сложно построенных залежей нефти, для которых традиционные методы доотмыва в чистом виде неприменимы. Химпродукты отмывающего действия способны извлечь из залежей подобного типа лишь незначительное количество нефти, содержащейся в высокопроницаемых интервалах и зонах пласта. [19]
Я, - высота подъема внедряющейся воды по вертикали, Hi ( Rf) - Rt) tga ( здесь a - угол наклона пласта к горизонтали); kB ( pB) - фазовая проницаемость коллекторов для воды в г - й момент времени. [20]
Лабораторные исследования, проведенные в БашНИПИнефти, показали, что закачка горячей воды с температурой 15О - 2ОО С для условий Арланского месторождения приводит к существенному повышению темпа разработки, увеличению коэффициента вытеснения и фазовой проницаемости коллектора для нефти. [21]
Внутрипоровое колебательное движение в зоне акустического воздействия носит турбулентный характер, вблизи скважины Re 10 9 104, в пласте, на границе зоны акустического воздействия, Re 1 5 104, что приводит к многократному увеличению фазовых проницаемостей коллекторов в акустическом поле, связанной с деструкцией приповерхностного слоя жидкости за счет периодических колебаний скелета и флюида. [22]
Таким образом, в реальных условиях на расстояниях от скважины 2 - 3 м капиллярные числа могут составлять уже примерно 10 - 7 - 10 - 6, т.е. находятся в области, которая характеризуется малым влиянием капиллярных чисел на фазовые проницаемости коллектора. [23]
Это больше соответствует течению несмешивающихся флюидов, а не газо-конденгатных смесей, для которых характерны фазовые переходы в пределах рассматриваемой пористой среды. В этом случае фазовые проницаемости коллектора могут качественно отличаться от традиционных фазовых про-ницаемостей. На это указывают, в частности, исследования, выполненные с конденсацией в пористых образцах углеводородов из жирного газа и с последующей прокачкой равновесного к жидкости газа. [24]
Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости ( конденсата) происходит за счет увеличения во-донасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора ( как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной ( нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабоинои зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта. [25]
При совместной закачке газа и воды возможно образование неподвижной газовой фазы и гидратов газов в нагнетательных скважинах. Это приводит к снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти и воде и снижению приемистости. В связи с этим совместную закачку газа и воды рекомендуется не проводить, а попеременную закачку проводить как можно большими порциями. [26]
Границы разделов между нефтью и водой, газом и водой, и нефтью и газом могут характеризоваться либо четкими поверхностями, либо наличием так называемых переходных зон с постепенной сменой одного компонента другим. Наличие этих зон, обусловленное комплексным влиянием капиллярных сил, фазовой проницаемостью коллекторов и другими факторами, наиболее часто отмечается на границах раздела между нефтью и водой. При плохих коллекторах, а также в случае вязких нефтей толщины достигают нескольких метров. [27]
Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем. [28]
В отличие от случая обработки скважин сухим газом, в некоторых из этих вариантов задавались фазовые проницаемости коллектора, зависящие от пластового давления, путем учета в них зависимости от давления поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Учет этого фактора при исследовании процессов обработки призабойных зон углеводородными растворителями представляется очень важным исходя из следующих предпосылок. Нагнетание жидких углеводородных растворителей в призабойную зону скважин сопровождается вытеснением ретроградного конденсата растворителем ( на передней границе зоны смеси) в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения. На этом этапе в области пласта, занятой жидкостным валом, протекает двухфазная фильтрация газа и жидкости. Поэтому зависимость фазовых проницаемостей от поверхностного натяжения на границе раздела фаз может внести определенные изменения в распределение насыщенности призабойной зоны скважины жидкостью при обработке ее углеводородной жидкостью. [29]
Из таблицы видно, что с ростом обводненности добываемой продукции величина индекса аномалии подвижности нефти уменьшается. Это обусловлено тем, что с ростом обводненности, а следовательно, с увеличением водонасыщенной тол-яданы пласта либо с ростом фазовой проницаемости коллектора для воды увеличивается и гидропроводность. В связи с этим рост градиента давления в области дренирования и подвижности аномально-вязкой нефти после перевода скважины на непрерывный режим эксплуатации оказывается меньше, чем в том случае, когда продукция скважины обводнена меньше. Из анализа результатов экспериментов следует, что рост подвижности при переводе скважины на непрерывный режим откачки зависит от обводненности нефти и гидропроводности водонасыщенной толщины пласта. Это затрудняет использование формулы (8.2) в практических расчетах. [30]
Страницы: 1 2 3