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

Рис. 9.22. Влияние вертикальных граней блоков на вытеснение в продольном (а) и поперечном (б) сечениях:

i -вода; 2 - нефть в матрице; 5 - нефть в трещинах

Моделирование вытеснения нефти из высоких блоков может проводиться на маленьких образцах, после того как их боковые поверхности герметизированы.

г. Влияние положения ВНК относительно граней блока на механизм вытеснения нефти

Характеристики процесса вытеснения из больших блоков могут изучаться в лабораторных экспериментах на образцах (рис. 9.23, с), боковая поверхность которых герметизирована, в силу чего вытесняющие силы действуют только на верхний и нижний его торцы.

Если вода контактирует с нефтью на нижней грани блока, а вытеснение нефти происходит из верхней грани, наблюдается прямоточная капиллярная пропитка, определяемая капиллярными силами, действующими на нижней грани (см. рис. 9. 23, б). Когда

Рис, 9.23. Прямоточная капиллярная пропитка (боковые грани непроницаемы);

а - образец; 6-уровень воды в трещинах на уровне нижнего торца блока; s - то же, выше нижнего торца блока; г - блок полностью окружен водой

уровень воды достигает верхней грани пористого блока, оба эффекта- гравитационный и капиллярный - могут быть измерены количеством нефти, полученным из верхней грани (см. рис. 9.23, в). Если блок полностью окружен водой (см. рис. 9.23, г), гравитационные силы пропорциональны высоте блока и Ау. Капиллярные силы приводят к впитыванию смачивающей фазы через нижнюю и верхнюю грани. Вытеснение в этом случае может осуществляться как за счет прямоточной пропитки, определяемой количеством воды, впитываемой через нижнюю грань, так и за счет противоточ-ной, определяемой количеством воды, впитываемой через верхнюю грань блока.

Необходимо помнить, что зависимость «время - нефтеотдача» определяется высотой блока, и поэтому результаты, полученные на малом лабораторном образце, должны быть приведены к реальным размерам блоков, характерным для данной залежи.

д. Влияние обобщенной капиллярной кривой на вытеснение нефти

Обобщенные капиллярные кривые (см. гл. 4) приведены на рис. 9.24. Обычно предполагается, что при нормальном законе распределения пор по размерам на обобщенную кривую оказывает влияние средний радиус пор.

Две различные капиллярные кривые (см. рис. 9.24) характерны для совокупности пор малых (di) и больших ((г) размеров (рис. 9.25). Кривая 2 на рис. 9.24 характеризуется меньшими капиллярным и гравитационным давлениями по сравнению с кривой 1 при одних и тех же значениях насыщенности. Однако в системе пор малого среднего размера (di) при одинаковых капиллярном и гравитационном давлениях (Pk=G) в процессе вытеснения наблюдается меньшее снижение водонасыщенности, чем в порах большого размера (йг).

Иными словами, при равных высотах пористых блоков большее вытеснение нефти будет наблюдаться из блока, характеризующегося кривой 2, чем из блока, характеризующегося кривой 1, так как:

Дв.к2>5в.к1>

(9.45)

А5з.,р, > А5з.,р1.

Опираясь на различные обобщенные капиллярные кривые, представляется возможным оценить конечную эффективность тех или иных механизмов вытеснения, характерных для изучаемой залежи. Так, на рис. 9.26 кривая 1 отражает случай, когда гравитационное вытеснение незначительно по сравнению с капиллярным. В противоположность этому кривая 2 показывает, что гравитационное вытеснение значительно превосходит капиллярное, и, следовательно,

Рис. 9.24. Капиллярные кривые, соответствующие двум типам (I и 2) пород с различными размерами пор

Рис. 9.25. Кривая распределения пор по размерам для пород <; малыми и большими размерами пор

Рис. 9.26. Кривые капиллярно-гравитационного вытеснения нефти для пород с различными (/ и 2) коллекторскими свойствами

нефтеотдача в этом случае непосредственно определяется высотой блоков матрицы. Если блоки невелики, она может быть незначительной. Но с увеличением их высоты нефтеотдача для пород, характеризующихся кривой 2, существенно возрастает.

9.4. концепции и экспериментальные исследования. капиллярное вытеснение из единичного блока

Капиллярная пропитка является основным механизмом извлечения нефти из трещиноватых пород-коллекторов вследствие большого различия между проницаемостью матрицы и трещин, за счет чего вода, поступающая в трещины, впитывается в матрицу.

Основываясь на упрощенной модели, представляется возможным получить количественные связи между основными параметрами, которые описывают и управляют процессами вытеснения нефти. Ниже предпринимается попытка оценки зависимости скорости капиллярной пропитки от физических свойств жидкостей и пород. Затем путем соответствующих масштабных преобразований, вытекающих из теории подобия, показано, как можно перенести ре-