Увеличение - водонасыщенность
Cтраница 4
Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30 % связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. [46]
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта ( ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП. [47]
Связанная вода занимает в породах преимущественно самые мелкие поры. Объем, занимаемый защемленным газом в мелких порах, мал по сравнению со всем поровым объемом. Поэтому увеличение водонасыщенности до водонасыщенности связанной воды при практически постоянном замеряемом коэффициенте остаточной газонасыщенности уменьшает коэффициент вытеснения газа водой и увеличивает коэффициент защемления газа. [48]
Количество погребенной воды в нефтесодержащих породах колеблется в широких пределах. Как показывают исследования [63, 153], содержание погребенной воды в нефтяных пластах до некоторой степени зависит от их проницаемости. В указанной зависимости наблюдается общая тенденция увеличения водонасыщенности пород с уменьшением их проницаемости. [49]
 |
Кривые изменения параметров продукции модели пласта длиной 5 м при изобарическом замещении равновесной газовой фазы на метан. [50] |
Определенное влияние на показатели вытеснения газокон-денсатной системы сухим газом оказывает нодрнасыщенносгь коллектора. При изобарической прокачке сухого газа через гидрофильный коллектор увеличение водонасыщенности в исследованном диапазоне изменения ( от нуля до 50 %) вызывает повышение компонеитоотдачи пласта. Изобарическое вытеснение газоконденсатной системы сухим газом из пласта с водонасыщенностью, не превышающей критических значений, сопровождается повышением конденсатогазо-вого фактора продукции, отбираемой из модели пласта, наступающим через последовательно увеличивающиеся с повышением водонасыщенности временные интервалы. Продолжительность допрорывного извлечения легких компонентов ( Сг - С4) с увеличением водонасыщенности снижается, а для Cs повышается. [51]
В скважине Б имеет место очевидное снижение коэффициента, что может сигнализировать о коллимации пласта. Обе скважины демонстрируют увеличение приемистости на раннем этапе нагнетания. Это происходит, вероятно, из-за улучшения проницаемости по воде ( kw) по мере увеличения водонасыщенности в призабойной зоне. Удельный коэффициент приемистости скважины - это коэффициент приемистости, отнесенный к единице длины интервала перфорации. [52]
В процессе эксплуатации трубопроводы стареют, находясь непрерывно под нагрузкой и влиянием меняющейся окружающей среды. Со временем интенсифицируются коррозионные процессы вследствие старения изоляционного наружного покрытия, срок службы которого, в лучшем случае, составляет около 15 - 20 лет. Как правило, неизбежна и внутренняя коррозия вследствие изменения состава транспортируемого продукта, в частности, при увеличении водонасыщенности перекачиваемого продукта. [53]
Масла, пролитые на почву, проникают в нее под действием силы тяжести и поверхностно-активных явлений. Частично они подвергаются окислению и биоразложению под действием кислорода и микроорганизмов. Скорость просачивания и бокового распространения нефтяного масла в почве составляет 10 - 2 - 10 - 5 м / с и снижается с увеличением водонасыщенности последней. При контакте с грунтовыми водами ряд компонентов масла может растворяться и мигрировать с водой. Масла, разлитые на поверхности воды, образуют разводы, затем пленки, в дальнейшем эмульгируемые, окисляемые кислородом воздуха и частично биоразлагаемые. [54]
До начала эксплоатации природный резервуар находится в состоянии капиллярного равновесия: капиллярное давление в толще песчаных пород одинаково на любом горизонтальном уровне и уравновешено силами гравитации. Степень насыщения водой, однако, неодинакова; она больше в более мелкозернистых разновидностях породы. Уровень, на котором капиллярное давление равно нулю, начинает подниматься с момента начала продвижения краевых вод. Насыщенность водой во всем резервуаре повышается в силу стремления к восстановлению равновесия. Это увеличение водонасыщенности будет происходить постепенно, если уровень воды в резервуаре поднимается настолько медленно, что капиллярное равновесие сохраняется. [55]
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50 - 60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил. [56]
 |
Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти Ки. [57] |
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. [58]
Страницы: 1 2 3 4