Рост - коэффициент - вытеснение
Cтраница 2
Метод основан на том, что, с одной стороны, двуокись углерода ( С02), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, она повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижностей нефти ( k / pH) и воды ( k / nB), что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи в результате роста коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. [16]
 |
Изменение критической и предельной водонасыщенности моделей пластов. [17] |
Объясняется это особенностями структуры порового пространства и смачиваемости поверхности данных коллекторов. В карбонатных коллекторах рост коэффициента вытеснения с увеличением проницаемости объясняется снижением на такую же величину остаточной водонасыщенности. Поэтому предельная водонасыщен-ность 5ВП с изменением проницаемости k остается постоянной и зависит только от вязкости вытесняемой нефти. В терригенных коллекторах кривая зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости имеет тот же вид, что и в карбонатных ( см. рис. 7), однако остаточная водонасыщенность в них снижается с ростом проницаемости менее интенсивно. Поэтому для терригенных коллекторов предельная водонасыщенность 5ВП зависит как от вязкости вытесняемой нефти, так и от проницаемости породы. [18]
Композиции биополимеров с биоПАВ обладают еще более высокой эмульгирующей активностью по отношению к нефти, при этом композиция обладает повышенной вязкостью по сравнению с растворами биоПАВ и повышенной межфазной активностью по сравнению с растворами биополимера при одинаковой концентрации последних в растворе. Кроме того, при контакте с высокоминерализованными водами пласта биополимеры структурируются в гелеобразное состояние, и реализуется механизм селективной закупорки при фильтрации в пористой среде. Нагнетание водных растворов композиции биополимера и биоПАВ благодаря образованию в пласте стойких водонефтяных эмульсий способствует как изменению параметра подвижности и выравниванию фронта дренирования, так и росту коэффициента вытеснения нефти в пласте. [19]
 |
Относительные проницаемости нефти и воды при различных температурах, С. [20] |
На рис. 3.5 приведены относительные проницаемости пластов Русского месторождения ( вязкость нефти 200 - 400 мПа - с, пластовая температура 19 - 20 С) при температуре 18, 50 и 85 С. Р-36 на предварительно экстрагированном песчаном материале, вынесенном из скважин. Виден рост коэффициента вытеснения с увеличением температуры, тогда как для связанной водонасыщенности нельзя сделать четкого вывода. [21]
С увеличением температуры до 40 С коэффициент вытеснения снижается. Это объясняется, как указывалось выше, ослаблением релаксационных свойств при повышении температуры, несмотря на снижение вязкости почти в 30 раз. Как показано в разделе 1.1, с увеличением температуры релаксационные свойства нефти резко снижаются. Поэтому при дальнейшем повышении температуры определяющим фактором является снижение вязкости нефти, что и приводит к росту коэффициента вытеснения в области температуры выше 40 - 50 С. [22]
Страницы: 1 2