Cтраница 2
Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пластов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Усиление знакопеременных перепадов давлений между участками ( прослоями) разной насыщенности способствует ускорению капиллярной противоточной пропитки водой нефтенасыщенных участков, т.е. быстрому внедрению воды из заводненных участков в нефтенасыщенные по мелким каналам и перетоку нефти из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным по-ровым каналам. Все это интенсифицирует преодоление прерывистого характера проявления капиллярных сил, выравнивание насыщенностей и в целом способствует повышению охвата заводнением неоднородных пластов и увеличению их нефтеотдачи. [16]
Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пластов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Усиление знакопеременных перепадов давлений между зонами ( слоями) разной насыщенности способствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефте-насыщенных зон ( слоев), т.е. быстрому внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким поровым каналам и перетоку из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным. [17]
Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пластов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Возникновение знакопеременных перепадов давлений между зонами ( слоями) разной насыщенности способствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефтенасыщенных зон ( слоев) - внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким поровым и перетоку нефти из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым каналам. Без знакопеременных перепадов давления между зонами с разной насыщенностью самопроизвольно капиллярный противоток жидкостей происходить не может в силу переменного сечения поровых каналов, в которых капиллярное вытеснение нефти водой носит прерывистый характер. [18]
В начальный период закачки теплоносителя, когда пористые блоки окружены водой не со всех сторон, происходит прямоточная пропитка; в дальнейшем после полного затопления блоков наблюдается процесс противоточной пропитки. В условиях Ярегского месторождения ( при большом соотношении проницаемостей трещин и пористой среды), видимо, большее значение имеет противоточная пропитка. [19]
Следовательно, изменение удельного электрического сопротивления в призабойной зоне пластов связано с расформированием зоны проникновения, обусловленном капиллярным перераспределением воды и нефти в условиях противоточной пропитки в нефтенасыщенных пластах и осолонением пресного фильтрата за счет диффузионного перераспределения ионов солей между соленой пластовой водой и пресным фильтратом. В пластах эти процессы протекают с неодинаковой скоростью: капиллярное перераспределение воды и нефти происходит быстрее диффузионного осолонения пресного фильтрата. Поэтому в первый период после обсадки скважины наблюдаются рост нефтенасыщенности в призабойной зоне нефтенасыщенного коллектора и оттеснение смеси пресного фильтрата с остаточной пластовой водой вглубь пласта. В результате этого удельное электрическое сопротивление в призабойной зоне нефтенасыщенного пласта увеличивается. Позднее все в большей степени сказывается влияние приближающегося к скважине фронта осолоненного фильтрата и удельное сопротивление в призабойной зоне снижается. Стабилизация УЭС свидетельствует о более или менее полном восстановлении естественного равновесного состояния в призабойной зоне коллектора. [20]
В рассмотренном примере, в период обводнения блока при средних значениях во-донасыщенности от 0 145 - 0 207 до 51 - 67 % газа из блоков отбиралось за счет части газа, поступающего в этот блок из соседнего. Добыча из блока через боковые поверхности составила 20 % и большая часть газа, поступающего из блоков через их торцевую поверхность, отбиралась за счет противоточной пропитки блока. [21]
Эмульгирование нефти в пористой среде было установлено наблюдениями под микроскопом на специально изготовленных прозрачных моделях. Дистиллированная вода и раствор ОП-10 с концентрацией 0 05 % не приводят к эмульгированию, и нефтяная фаза сохраняет сплошность от фронта вытеснения до выхода из модели при противоточной пропитке. [22]
Рассматривается цилиндрический образец пористой среды, насыщенный несмачиваемой жидкостью ( нефтью) или газом. Боковая поверхность цилиндра предполагается непроницаемой. В случае противоточной пропитки предполагается непроницаемым и один из торцов цилиндра. Если открытый конец образца приводится в соприкосновение со свободной водой, то она начинает впитываться через открытый торец. [23]
В главе I было показано, что в определенных условиях вытеснение нефти под действием капиллярных сил может играть основную роль в трещиновато-пористых средах, при этом вода из трещин, впитываясь в блоки, вытесняет нефть, сосредоточенную в них. Если блок полностью окружен водой, происходит встречное движение нефти и воды - противо-точная капиллярная пропитка. Однако экспериментальные данные, полученные при изучении как прямоточной, так и противоточной пропитки, указывают на то, что с увеличением отношения вязкостен скорость этих процессов сильно - замедляется. Поэтому большого эффекта капиллярное впитывание закачиваемой воды в блоки при том отношении вязкостен нефти и воды, которое характерно для месторождения Зыбза, может не дать. Если блоки на месторождении Зыбза имеют размер порядка 1 м, то время пропитки их должно составлять около 30 лет. При больших же размерах блоков время пропитки возрастает прямо пропорционально квадрату размера блоков. Следует добавить, что структурная вязкость нефтей может быть причиной прекращения капиллярной пропитки вообще. [24]
В этом случае 4, 3750 мин. Видим, что время пропитки примерно в 6 5 раза меньше времени пропитки такого же блока в случае противо-точной односторонней капиллярной пропитки, так как площадь одного торца керна меньше площади всего образца, что уменьшает время пропитки. Противоборствующим фактором к снижению времени пропитки выступает влияние фазовой проницаемости для воды в случае противоточной пропитки. [25]
На рис. 6.3 показано распределение водонасыщенности в блоках коллектора для случая вытеснения газа со скоростью 100 мм / с. Эти точки были расположены на торцевой поверхности блоков, ближе к центру этих поверхностей. Как видно из рис. 6.4, вытеснение наибольшего объема газа в этом случае происходило через эти области блока за счет противоточной пропитки в направлении общего фильтрационного течения. Газ, вытесняемый из блоков в начальный момент заводнения блоков, частично фильтровался через поперечные трещины пласта, попадал в соседний блок и затем из них уже поступал в продольные трещины. [26]
Таким образом, результаты экспериментальных и теоретических исследований дают основание заключить, что при вытеснении газа водой из трещиновато-пористого коллектора, по всей видимости, образуется два фронта: фронт вытеснения газа водой в системе трещин и фронт пропитки блоков коллектора. В зависимости от скорости вытеснения газа и интенсивности капиллярной пропитки фронт вытеснения может опережать или отставать от фронта пропитки. В первом случае при вытеснении газа водой из блоков преобладают процессы противоточной капиллярной пропитки, во втором - вытеснение газа из блоков происходит за счет прямоточной капиллярной пропитки. Скорость вытеснения газа в трещинах во многом определяется темпом отбора газа из пласта и соответственно возникающим в пласте градиентом давления. При незначительных темпах отбора газа, а следовательно, и небольших градиентах давления скорости вытеснения газа из трещин коллектора меньше или равны скоростям фронта пропитки. Газ в этом случае вытесняется за счет прямоточной пропитки. С увеличением тентов отбора газа, начиная с некоторых критических значений темпа отбора, фронт вытеснения газа в трещинах начинает опережать фронт пропитки, и газ из блоков вытесняется в трещины за счет противоточной пропитки. Это приводит к меньшему извлечению газа из блоков к моменту прорыва воды к выходу модели. [27]