Cтраница 3
Отметим также, что глиносодержащий пласт обладает начальным градиентом давления, который тем больше, чем выше степень набухания глины. Увеличение приложенного градиента давления выше начального приводит к восстановлению фильтрации и, как следствие, к увеличению коэффициента вытеснения нефти, при этом нагнетаемая вода получает возможность поступать в поры, ранее не охваченные воздействием. Естественно, в каждом конкретном случае соотношение влияния вышеназванных эффектов на коэффициент вытеснения нефти водой при набухании глины будет различно. [31]
Вместе с тем, линейная система размещения не исключает возможность применения технологии. Данная технология может применяться как самостоятельно так и в комплексе с другими технологиями увеличения нефтеотдачи, направленными на увеличение коэффициента вытеснения нефти. [32]
В этих условиях закачка полимердисперсной системы приводит к снижению подвижности воды ( увеличению фильтрационного сопротивления) в высокопроницаемом проплас-тке и за счет этого - к более интенсивному вытеснению нефти из низкопроницаемого пропластка, т.е. к увеличению охвата неоднородного пласта заводнением. В результате этого происходит уменьшение обводненности извлекаемой продукции ( рис. 10.15, а, кривая 2) и увеличение коэффициента вытеснения нефти ( рис. 10.15, а, кривая 1) по сравнению с обычным заводнением. [33]
Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой. [34]
Впервые на модельных системах в условиях, близким к пластовым, исследовано влияние эмульсионных гидрофобизирующих составов, приготовленных на основе полиметилсилоксанов, на процесс вытеснения нефти. Показано, что закачка таких эмульсий не приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств пласта, но при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение коэффициента вытеснения нефти. Установлены основные закономерности использования эмульсионных составов. [35]
Применение таких методов, как закачка растворов полимеров и поверхностно-активных веществ ( ПАВ) или щелочи, способствует также увеличению коэффициента охвата пласта за счет применения полимера и увеличению коэффициента вытеснения нефти за счет применения ПАВ. [36]
Необходимо отметить, что выделение и изучение особенностей структурно-текстурных типов пород-коллекторов объектов разработки, составляющих базу исследования, позволяет также дифференцированно подходить к обоснованию и выбору технологий по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов в том случае, когда нефтеотдача характеризуется взаимосвязью со структурными признаками продуктивных пород. В случае необходимости увеличения коэффициента вытеснения нефти требуются дополнительные исследования по обоснованию возможности использования данных технологий. [37]
Анализируя механизмы действия методов повышения нефтеотдачи на продуктивный пласт, следует учитывать сложности оценки процессов как в лабораторных, так и промысловых условиях. Можно констатировать, что разработчики вышеприведенных технологий уделяют большое внимание увеличению коэффициента вытеснения. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти, разработаны в целях отмывания нефти в пласте путем снижения межфазного натяжения, повышения смачиваемости пласта водой, увеличение охвата при этом является сопутствующим эффектом. [38]
Эти величины охватывают диапазон наиболее часто встречающихся скоростей при разработке нефтяных месторождений. Миллер отмечает, что все прежние лабораторные эксперименты по вытеснению нефти водой из пористой среды проводились при скоростях движения водо-нефтяного контакта, значительно превосходивших скорости в естественных пластовых условиях. Возможно, это обстоятельство и приводило исследователей к выводу об увеличении коэффициента вытеснения нефти с уменьшением скорости вытеснения ее водой. Миллер считает, что с увеличением скорости движения жидкости через образец пористой среды вода вытесняет нефть не только из крупных пор, но и из мелких, в связи с чем увеличивается коэффициент вытеснения нефти. [39]