Гидродинамическое вытеснение - нефть
Cтраница 1
Гидродинамическое вытеснение нефти водой в таких коллекторах малоэффективно, так как по трещинам идет опережающее продвижение воды и происходит опережающий рост давления по сравнению с поровой матрицей. [1]
Экспериментально получено, что, исходя из максимального для этой залежи градиента давления 0 05 МПа / м, гидродинамическое вытеснение нефти водой отсутствует при проницаемости менее 15 - 10 - 3 мкм2, и извлечение нефти возможно капиллярным ее замещением водой. [2]
Аналогичный вывод следует также из результатов исследований, которые показывают, что при прямоточной пропитке остаточная нефтенасыщенность в среднем на 1 5 - 2 % выше, чем при гидродинамическом вытеснении нефти водой. В результате исследований получено, что текущая и конечная нефтеотдачи при прочих идентичных условиях фильтрации в опытах с полярной жидкостью выше, чем в опытах с неполярной жидкостью. Поскольку полярные жидкости, контактируя с поверхностью породы, ухудшают ее смачиваемость водой, то можно придти к выводу, что при низких скоростях вытеснения гидрофилизация пласта способствует увеличению остаточной неф-тенасыщенности. [3]
Гидродинамическое вытеснение нефти водой в таких коллекторах малоэффективно, так как по трещинам идет опережающее продвижение воды и происходит опережающий рост пластового давления по сравнению с поровой матрицей. [4]
При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в блоки воды, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. [5]
Нефть из матрицы при этих условиях практически не извлекается. Таким образом, при гидродинамическом вытеснении нефти водой из залежей с трещиновато-пористыми коллекторами могут получаться самые различные результаты в зависимости от соотношений запасов нефти во вторичных пустотах и в матрице, параметров, характеризующих коллекторские свойства матрицы и вторичных / пустот, свойств нефти и воды и темпов разработки. [6]
Моделирование по Маттаксу 8) - МПК представляется совокупностью полуцилиндрических и кубических блоков из алунда и песчаника - показало, что отображаемое трещинное пространство промывается напорной водой за период, меньший 12 час. При экстраполяции модельных результатов на пластовые условия ( блоки полагаются кубическими с высотой 2 74 м, тогда как флюиды имеют вязкость 1 8 мПа с для нефти и 0 6 мПа с для пластовой воды) продолжительность гидродинамического вытеснения нефти из МПП определяется как - 5 лет. Блоки при емкости и проницаемости 9 1 % и 2 фм2 характеризуются достижением конечной нефтеотдачи, равной 48 8 % в срок 2 сут на модели и 20 лет в масштабах залежи. Поскольку этот показатель является функцией величины перепада давлений ( депрессии / репрессии) на пласт, постольку при сознательном и соответствующем регулировании перепада давлений возможно достижение близкого к идеальному состояния нефтеизвлечения. А именно: практически равной скорости продвижения раздела нефть - вытесняющий агент в межблоковой и блоковой полостных подсистемах. На вышеописанной модели коллектора было получено вытеснение порядка 60 % от НИЗ нефти в блоках к моменту прорыва воды в аналогах трещин. [7]
Моделирование по Маттаксу18 - МПК представляется совокупностью полуцилиндрических и кубических блоков из алунда и песчаника - показало, что отображаемое трещинное пространство промывается напорной водой за период, меньший 12 час. При экстраполяции модельных результатов на пластовые условия ( блоки полагаются кубическими с высотой 2 74 м, тогда как флюиды имеют вязкость 1 8 мПа - с для нефти и 0 6 мПа с для пластовой воды) продолжительность гидродинамического вытеснения нефти из МПП определяется как - 5 лет. Блоки при емкости и проницаемости 9 1 % и 2 фм2 характеризуются достижением конечной нефтеотдачи, равной 48 8 % в срок 2 сут на модели и 20 лет в масштабах залежи. Поскольку этот показатель является функцией величины перепада давлений ( депрессии / репрессии) на пласт, постольку при сознательном и соответствующем регулировании перепада давлений возможно достижение близкого к идеальному состояния нефтеизвлечения. А именно: практически равной скорости продвижения раздела нефть - вытесняющий агент в межблоковой и блоковой полостных подсистемах. На вышеописанной модели коллектора было получено вытеснение порядка 60 % от НИЗ нефти в блоках к моменту прорыва воды в аналогах трещин. [8]
 |
Профили водона-сыщенности ( а и температуры ( б при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствие испарения легких фракций нефти. [9] |
В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщен-ность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов. [10]
 |
Профили водона-сыщенности ( а и температуры ( б при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствие испарения легких фракций нефти. [11] |
В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщен-ность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов. [12]
Страницы: 1