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

о о о О? о °о о

/» 5 с f

Рис. 9.17. Блоки Л, В, с одного размера, характеризующиеся различными физическими свойствами; количества вытесненной нефти и высоты капиллярного поднятия (удержания нефти) - функции капиллярного давления

Рис. 9.18. Кривые капиллярного давления, характерные для блоков а, в, с

100 sg

(рис. 9.18), в то время как блок А характеризуется очень ограниченной высотой капиллярного поднятия.

д. Влияние гидродинамических сил на нефтеотдачу

Нефтеотдача зависит от гравитационных сил (от высоты блока) и от давления нагнетания газа. Оба параметра с учетом определяемого капиллярными силами распределения насыщенности (рис. 9.19) оказывают влияние на величину нефтеотдачи в зависимости от высоты блока. Для различных кривых капиллярного дренирования давление вытеснения может быть записано в общем виде:

9.3.2.2. Анализ механизма ной пропитки

(9.44)

капилляр-

Когда матрица насыщена несмачивающей фазой (газом или нефтью), а трещины- смачивающей фазой (водой), начинают идти процессы пропитки. Причем капиллярные, гравитационные и, может быть, гидродинамические (нагнетание) силы стремятся внедрять смачивающую фазу в блоки матрицы, снижая их насыщенность несмачивающей фазой. Обычно проявления пропитки исследуют с точки зрения взаимодействия капиллярных и гравитаци-

Рис. 9.19. Связь давления вытеснения нефтенасыщенностью

онных сил (включая учет давления нагнетания, если вода нагнетается в залежь). Капиллярная пропитка имеет место в заводняемой зоне, когда пористый блок полностью (см. рис. 9.2, в) или частично (см. рис. 9.2, г) окружен водой.

а. Противоточная и прямоточная капиллярная пропитка

Термины противоточная и прямоточная капиллярная пропитка отражают непосредственно направление движения вытесняемого флюида относительно вытесняющего.

Противоточная капиллярная пропитка имеет место в том случае, когда вытеснение несмачивающей фазы происходит в направлении, обратном движению (впитыванию) смачивающей фазы. Напротив, когда вытесняющая фаза (смачивающая) вытесняет жидкость (несмачивающую) в направлении впитывания, получаемая на выходе продукция считается полученной за счет прямоточной пропитки.

Чтобы правильно понять упомянутые термины, рассмотрим два блока (рис. 9.20), у которых все грани, за исключением одной, непроницаемы.

В том случае, когда блок насыщен нефтью, а проницаемая грань находится в контакте с водой (смачивающей фазой), приток впитываемой воды и отток извлекаемой нефти осуществляются через одну и ту же проницаемую грань. В обоих случаях (а и б) отток нефти противоположен направлению впитывания воды - классический случай противоточной капиллярной пропитки.

В случае проницаемой нижней грани вытеснение нефти обусловлено только действием капиллярных сил, в случае проницаемой верхней грани оно зависит от гравитационных и капиллярных сил. Действительно, гравитационные силы могут помогать воде внедряться в пористый блок (см. рис. 9.20, б), причем всплывание нефти в воде позволяет ей подниматься к верхней грани блока и обусловливать тем самым типичный механизм противоточного извлечения нефти в результате взаимодействия капиллярных и гравитационных сил.

б. Влияние непроницаемых граней на механизм вытеснения нефти

Если все грани пористого блока непроницаемы, а нижняя грань - проницаема и контактирует с водой (рис. 9.21, а), единственными силами, обусловливающими вытеснение, могут быть капиллярные.

Рис. 9.20. Пример противоточной капиллярной пропитки через нижний торец (а) и прямоточной через верхний торец (б) блока

Рис. 9.21. Действие сил в случае непроницаемых (а) и проницаемых (б) боковых граней:

1 - капиллярные силы; 2 - капиллярные и гравитационные силы, действующие на нижнюю Грань; 3 - капиллярные и гравитационные силы, действующие на боковые и нижнюю грани

В случае подъема ВНК. в трещинах (см. рис. 9.21, б) при непроницаемых боковых гранях вытеснение нефти из нижней грани блока происходит за счет как капиллярных, так и гравитационных сил.

Капиллярные силы на боковой проницаемой грани блока остаются постоянными, в то время как гравитационные возрастают пропорционально глубине, отсчитываемой от ВНК в трещине (см. рис. 9.21, е). Поскольку капиллярное давление не изменяется по глубине в пределах всей зоны ниже ВНК, а гравитационное возрастает с глубиной, нетрудно понять, что максимум гравитационных сил действует на нижнюю грань блока. Иными словами, гравитационные силы уменьшаются к верху блока вплоть до нуля на уровне ВНК в трещинах. Это, в свою очередь, оказывает влияние на характер фронта вытеснения нефти водой, который определяется распределением давления в среде (см. рис. 9.21, е).

в. Влияние геометрических размеров блока на механизм вытеснения нефти

Если горизонтальные размеры блока велики, вытеснение вблизи боковой грани блока ограничивается локальным эффектом, сравнимым с вытеснением через нижнюю грань (рис. 9.22,а). Иначе говоря, если блок простирается вверх, капиллярные эффекты на боковых гранях играют существенную роль.

Рис. 9.22, б показывает, что темп извлечения нефти может быть увеличен в тонком блоке, если порода характеризуется высокими значениями капиллярных сил. Однако с течением времени в высоком тонком блоке боковое капиллярное вытеснение ограничивает эффективность вертикального вытеснения, которое идет по направлению вверх от нижней грани блока.