Водонасыщенность - пористая среда
Cтраница 3
 |
Зависимость воздухопроницаемости от содержания воды в образцах, отобранных из намыва р. Сауз Колиз ( по Гентису и др. [31] |
На рис. XXI.23 представлено соотношение между водонасыщенностью и воздухопроницаемостью кернов, отобранных с применением в качестве промывочной жидкости раствора на нефтяной основе. На графике видна общая тенденция к увеличению водонасыщениости пород с уменьшением их проницаемости. Согласно промысловым и лабораторным данным водонасыщенность кернов, отобранных с применением промывочного раствора на нефтяной основе, достаточно близко совпадает с водонасыщенностью пористой среды в пластовых условиях, за исключением переходных зон, где некоторый объем воды перераспределяется под действием фильтрата или вытесняется за счет упругого расширения газа. [32]
В трубе из винипласта укреплены четыре стальных облужен-ных электрода. Крышки модели пласта также служат электродами. Водонасыщенность пористой среды определяется измерением электрического сопротивления участков образца. Подача жидкостей в пористую среду производится через смеситель, присоединенный к входному концу модели пладта. [33]
Был сделан вывод, что относительные проницаемости пористой среды для двух несмешивающихся жидкостей определяются: толщиной слоев аномальной нефти и воды на твердой поверхности, поверхностным натяжением на границе нефть-вода, углом смачивания, временем коалесценции капель нефти, величиной силы прилипания капель и механической прочности адсорбционного слоя, временем установления равновесного угла смачивания, величинами вязкости нефти и воды, градиентом давления и проницаемостью пористой среды. При добавке в воду ПАВ уменьшается вероятность прилипания капель нефти к поверхности, облегчается их отрыв от нее, так как уменьшаются межфазное натяжение и краевой угол смачивания. Все это приводит к более интенсивному диспергированию нефти в водонефтенасыщенной зоне. Переход нефти из дисперсионной среды в дисперсную фазу происходит при меньших значениях водонасыщенности пористой среды. Суммарная фазовая проницаемость увеличивается, темпы вытеснения возрастают, проскальзывание воды относительно нефти в поровом пространстве уменьшается. [34]
В таблице 1.8 приведены результаты экспериментов по оценке эффективности удаления АСПО из водонасыщенной модели пласта БСШ. Видно, что существенное влияние на степень удаления отложений оказывает водонасыщенность пористой среды: повышение последней снижает эффективность удаления АСПО. Как и в случае проведения опытов в свободном объеме, в пористой среде более эффективны высококипящие нефрасы с высоким содержанием ароматических углеводородов. Эффективность воздействия на АСПО газового бензина и гексановой фракции следует признать неудовлетворительной, в особенности при высокой водонасыщенности пористой среды и низкой температуре. [35]
В таблице 1.8 приведены результаты экспериментов по оценке эффективности удаления АСПО из водонасыщенной модели пласта БСю. Видно, что существенное влияние на степень удаления отложений оказывает водонасыщенность пористой среды: повышение последней снижает эффективность удаления АСПО. Как и в случае проведения опытов в свободном объеме, в пористой среде более эффективны высококипящие нефрасы с высоким содержанием ароматических углеводородов. Эффективность воздействия на АСПО газового бензина и гексановой фракции следует признать неудовлетворительной, в особенности при высокой водонасыщенности пористой среды и низкой температуре. [36]
 |
Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти Ки. [37] |
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCi6 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 к 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [38]
 |
Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти Ля. [39] |
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта БС16 - 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 и 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [40]
 |
Изменение нефтеотдачи однородной и двухслойной пористых сред в зависимости от и объемов прокачанной жидкости. [41] |
Сравнительно низкие водные факторы слоистых пористых сред в начальный период обводнения нефти также можно объяснить активным проявлением капиллярных сил перпендикулярно напластованию слоев. Если в однородных пористых средах при высоких значениях j i / fi2 нагнетаемая вода перемещается вдоль залегания пород главным образом по наиболее крупным обводненным норовым каналам, постепенно захватывая все большую часть пород, то в слоистых средах вследствие большой поверхности контакта слоев разной проницаемости значительная доля нагнетаемой воды проникает в менее проницаемый слой, вытесняя из него нефть в крупнозернистый песчаник. Активный переток остаточной нефти из менее проницаемого слоя в более проницаемый в свою очередь значительно уменьшает фазовую проницаемость последнего для воды. И хотя проницаемость крупнозернистого слоя в несколько раз выше проницаемости мелкозернистого слоя, суммарный объем воды, поступающей из обоих слоев, оказывается небольшим по сравнению с однородным пластом и со случаем послойного вытеснения. В дальнейшем по мере увеличения водонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для воды и, следовательно, водные факторы быстро растут. [42]
 |
Зависимость полноты вытеснения газа. [43] |
В результате был накоплен значительный экспериментальный материал, позволяющий оценить ход процесса извлечения защемленного газа. На рис. 9 представлены типичные кривые разгрузки. Вид этих кривых свидетельствует о том, что сначала при снижении давления расширяющийся защемленный газ остается малоподвижным, и из пласта извлекается в основном вода. Однако в дальнейшем при снижении водонасыщенности пористой среды газ приобретает все возрастающую подвижность и обводненность продукции резко падает. На конечной стадии снижения давления из пласта извлекается практически чистый газ. [44]
Оценка эффективности процесса осуществляется следующим образом. В моделях пластов, построенных в подразделе 5.1, принимается, что в пласте имеется вертикальная гидродинамическая связь между пропластками. Па основании данных о нефтенасышенности пластовой системы выделяются обводненные ( с наибольшей проницаемостью) и нефтенасыщенные проплаетки. В период остановки добычи рассчитывается задача о противоточной капиллярной пропитке в вертикальном направлении в слоистой пластовой системе. Задача сводится к решению уравнения типа теплопроводности относительно водонасыщенности пористой среды. [45]
Страницы: 1 2 3 4