Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 [ 137 ] 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

9.3. упрощенная физическая модель вытеснения жидкости из блоков матрицы

9.3.1. Обсуждение основных черт процесса вытеснения

Характер течения флюидов в матрице зависит от природы агентов, насыщающих ее, и сети трещин, окружающей блоки, а также от взаимодействий породы и жидкостей на различных стадиях вытеснения. По этой причине такие параметры, как смачиваемость, средний радиус пор и распределение пор по размерам, играют важную роль в процессах двухфазного течения в трещиновато-пористой системе.

9.3.1.1. Роль смачиваемости

Значение смачиваемости в процессах вытеснения уже обсуждалось в гл. 4, но ее роль во взаимодействиях матрицы и трещин должна быть пересмотрена с точки зрения, учитывающей динамику процессов.

Поскольку зависимость капиллярного давления от угла смачивания отражает предпочтительность смачивания породы той или иной фазой, характер процесса вытеснения должен весьма сильно зависеть от истории изменения насыщенности породы. Другими словами, процесс вытеснения должен зависеть от направления изменения насыщенности матрицы смачивающей или несмачивающей фазами.

Эксперименты показывают, что в случае дренирования, если краевой угол смачивания меньше 49°, капиллярное давление может оставаться неизменным для данной породы, соответственно давление прорыва или критическая высота фронта в блоке будут при этом оставаться постоянными.

В противоположность этому процессы впитывания оказываются очень чувствительными к величине угла смачивания. Самопроизвольное впитывание наблюдается при углах меньше 49°, процессы впитывания наблюдаются в области углов от 49 до 73°, но в тех случаях, когда угол смачивания превосходит 73°, впитывание не наблюдается. Поскольку угол смачивания на границе нефть - вода в основном ниже 49°, кривая капиллярного давления зависит от размера пор и функции их распределения.

При вытеснении нефти водой основной проблемой, особенно характерной для карбонатных коллекторов, остается вопрос о предпочтительном смачивании коллектора водной или нефтяной фазой.

В случае гидрофильной породы вытеснению нефти способствуют как капиллярная пропитка, так и гравитационное внедрение воды, в то время как в случае гидрофобной породы вытеснение осушествляется только процессами дренирования. Это может приводить

к весьма нежелательным последствиям, особенно если коллектор разбит на мелкие блоки.

В случае гидрофобной матрицы (газ и вода - несмачивающие фазы), возможно, разработку наиболее правильно осуществлять в режиме расширения газовой шапки, сдерживая внедрение воды в залежь, так как разность плотностей

Онг = Тн-Тг>Овв = Тв -Тн . (9.39)

способствует лучшему преодолению капиллярных сил (в блоках одинаковой высоты).

9.3.1.2. Тип механизма вытеснения

Для оценки процессов вытеснения необходимо знать зависимости капиллярного давления и относительных проницаемостей от насыщенности. Эти зависимости, в свою очередь, зависят от истории изменения насыщенности, которая в основном определяется типом вытеснения: дренирование или пропитка (впитывание).

Под дренированием обычно понимают процессы, в которых при вытеснении насыщенность блоков матрицы смачивающей фазой убывает, под пропиткой- все те процессы, при которых насыщенность смачивающей фазой в блоках матрицы возрастает.

В единичном блоке матрицы процесс вытеснения определяется насыщенностями блока матрицы и трещин, а также избирательной смачиваемостью породы. Типы вытеснения - дренирование или впитывание, с учетом особенностей процесса обобщены в шесть типов (табл. 9.1).

Таблица 9.1

Особенность процессов, протекающих в залежи, как при дренировании, так и при впитывании отражается в характере кривых относительных проницаемостей и капиллярного давления.

Кривые относительных проницаемостей имеют одинаковый характер как при дренировании, так и при впитывании (рис, 9.12, а), в то время как кривые капиллярного давления существенно различаются (рис. 9.12, б). Следовательно, результаты совместного действия капиллярных и гравитационных сил при впитывании

Рис. 9.12. Кривые относительных проницаемостей Рис. 9.13. Зависимость во-(а) и капиллярного давления (б) для случаев донасыщенности 5,в от гра-дренирования (У) и капиллярной пропитки (2) витационного давления G

должны заметно отличаться от результатов процесса вытеснения при дренировании. Нижняя ветвь на рис. 9.12, б указывает на то, что нефть вытесняется за счет гравитационных сил G в результате равенства А5н й А5в.

Если блок полностью погружен в воду, гравитационные силы связаны с высотой блока соотношением

Таким образом очевидно, что для данного Av и блока высотой Яв можно определить эквивалентную величину нефтеотдачи, которая соответствует значению ASb = ASh на рис. 9.13, изображающем зависимость Ягр от насыщенности.

9.3.2. Анализ механизмов вытеснения

Представляется необходимым проанализировать механизмы вытеснения (при капиллярной пропитке и дренировании) с точки зрения их наиболее специфических (физических) аспектов. Ниже рассматривается взаимодействие сил, которые принимают участие в этих процессах, и их влияние на нефтеотдачу.

9.3.2.1. Анализ механизма дренирования

Дренирование имеет место в тех случаях, когда смачивающая фаза, насыщающая матрицу, вытесняется несмачивающей фазой, которая насыщает трещины. В общем случае это отвечает условиям, возникающим в коллекторе при расширении газовой шапки. Газ (несмачивающая фаза) заполняет трещины, блоки матрицы насыщены нефтью. Аналогичные явления сопровождают процесс миграции нефти, когда вначале трещины заполняются нефтью (как несмачивающей фазой), которая вытесняет воду (смачивающую фазу) из блоков матрицы. Менее распространен случай, когда гидро-