Снижение - водонасыщенность
Cтраница 1
 |
Начальная стадия миграции нефти в трещинный коллектор ( трещины заполняются нефтью. [1] |
Снижение водонасыщенности таких блоков зависит от физических свойств слагающих их пород и в первую очередь от кривой ка - Нефть пиллярного давления. [2]
Эффективность выбранной технологии на снижение водонасыщенности пласта в скважине подтверждается и в работе [99], согласно которой снижение водонасыщенности на 5 % уменьшает обводненность продукции с 60 % на 10 и более процентов. [3]
Капиллярное давление растет со снижением водонасыщенности, поскольку rl уменьшается. [4]
Капиллярное давление растет со снижением водонасыщенности, поскольку Г ] уменьшается. [5]
Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы ( газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены. При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти ( образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения. [6]
Восстановление фазовой проницаемости керна достигается за счет снижения водонасыщенности образца и капиллярных сил, обусловливающих высокие концевые эффекты. Маслорастворимый ПАВ, входящий в состав углеводородного растворителя, позволяет, за счет снижения поверхностного натяжения на разделе фаз, эмульгировать водную фазу и гидрофобизировать поверхность пор в зоне проникновения фильтрата. [7]
Эффективность выбранной технологии на снижение водонасыщенности пласта в скважине подтверждается и в работе [99], согласно которой снижение водонасыщенности на 5 % уменьшает обводненность продукции с 60 % на 10 и более процентов. [8]
 |
Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водой. [9] |
Причем вода, как смачивающая фаза, вытесняется после прорыва вытесняющей нефти очень медленно. Для снижения водонасыщенности до остаточной, соответствующей связанной в условиях пласта, процесс вытеснения следует проводить при довольно высоких перепадах давления. [10]
Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов пород пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности приводит к повышению нефтепроницаемости призабойной зоны и восстановлению дебита скважины по нефти. [11]
Данное мероприятие в определенной мере способствует выравниванию фронтов вытеснения жирного газа сухим и сухого газа водой в разнопроницаемых зонах и пропластках залежи. Объем этой порции воды ( предоторочка воды) выбирают исходя из необходимости размазывания по пласту воды, закачанной в виде пред-оторочки ( т.е. снижения водонасыщенности коллектора до уровня критической насыщенности с точки зрения ее подвижности), уже на этапе нагнетания сухого газа. Такое размазывание первой порции воды уменьшает вероятность преждевременных прорывов по высокопроницаемым зонам пласта сначала сухого газа, а затем закачиваемой воды. [12]
Кроме того, закачка сухого газа может вызвать эффект снижения связанной водонасыщенности призабойной зоны, что в свою очередь способствует уменьшению фильтрационного сопротивления. Правда, механизм испарения остаточной воды еще не ясен, в связи с чем на данном этапе приемистость нагнетательных скважин можно определять без учета снижения водонасыщенности. Но и без учета снижения остаточной водонасыщенности превышение приемистости нагнетательных скважин по сравнению с продуктивностью эксплуатационных весьма значительно. [13]
Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов пород пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности приводит к повышению нефтепроницаемости призабойной зоны и восстановлению дебита скважины по нефти. [14]
Проведенные расчеты показывают, что наиболее жестким фактором, лимитирующим добывные возможности нефтяных скважин, например, для Западной Сибири, являются неблагоприятные условия для фильтрации нефти в связи с повышенной водонасыщенностью коллекторов и характером смачиваемости. Так, при повышении на 20 % водонасыщенности ПЗП в радиусе от 0 2 до 1 м приток нефти к забою добывающих скважин для Средне-Балыкского месторождения падает в 2 2 - 8 02 раза. Это обусловливает обязательность проведения вначале снижения водонасыщенности в ПЗП, например, сочетанием растворителей с реагентами для фобизации породы и водо-поглотителей. Применительно к самым низкопродуктивным коллекторам ачимовской пачки Средне-Балыкского месторождения проведенные с учетом данных по стандартному комплексу ГИС расчеты для средней скважины показали, что при реализации всех этапов комплексной обработки ПЗП можно обеспечить прирост суточной добычи нефти от 2 т / сут и более. [15]
Страницы: 1 2