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

вытеснения становится автомодельным. Это означает, что при значениях iiCa > 3 поверхностное натяжение воды на границе с нефтью не влияет на нефтеотдачу макронеоднородного пласта. Характеристика смачиваемости (cos 6) также решающего значения не имеет [118J. При радиальном потоке [143] формула (376) принимает вид

АрУк

0,00062 Ута cos 0 In + 0,013.5"Ар У к

где Л/) - перепад давления, дин/см-; н с - радиусы зоны дренирования и скважины.

Как показали исследования [129], в мнкропеоднородном пласте движение воды прп вытеснении керосина или нрфтп происходит неравномерно. В порах большого размера жидкости фильтруются с большей скоростью, чем в порах малого размера. Поэтому на 1гзвест-ной стадии отбора жидкости в порах большого размера будет двигаться вода, а в порах малого размера - керосин или нефть.

При этом степень различия скоростей движения в порах разного сечения определяется не только чисто гидравлическими иарамет-рамгг, обусловливающими это различие, но и капиллярными силами. Если перепад давления сравнительно мал по отношению к капи.л-лярным силам, то для грунтов той или иной степени гидрофобностн вытеснен1ш керосина илп нефти будет происходить только из пор бо.льшого размера, и чем меньше объем таких пор, тем меньше будет нефтеотдача пласта в безводный период.

Последующее повышение перепада давления может привести в движение жидкость, находящуюся в порах малого размера, если при этом будет преодолено капиллярное давление мениска.

Однако в пористой среде имеются поры малого размера, окруженные порами большого размера. В этом случае отсутствие движения в порах малого размера приведет к тому, что содержащаяся в них нефть может быть окружена водой. Для вытеснения окруженных таким образом капелек нефти и.з пористой среды необходимо, чтобы разность давлений в соответствующих точках по обе стороны мениска превышала капиллярное давление. Но для этого нужны такие перепады давления в пластах, которые невозможно создать в промысловых условиях.

Итак, при перепадах давления, значительно превышающих капиллярное давлен]Ю на водонефтяном контакте, нефтеотдача практически не зависит от темпов отбора жидкости из пласта. При перепадах давления, близких к капиллярному давлению на водонефтяном контакте, с уменьшением телша отбора жидкости пз пласта конеч1гая нефтеотдача уменьшается.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Совместное движение воды и нефти в пористой среде представляет собой сложный процесс вследствие действия каи1гллярных С1тл и различного их распределения. Значительное влияние капиллярных сил

Результаты лабораторных опытов

Характеристика пористой среды

Естественные девонские длинные керны

Естественные девонские короткие керны с насадками

Образцы, искусственно сцементированные клеем БФ

на нефтеотдачу пласта в немалой степени связано со свойствами пористой среды.

Если при отсутствии капиллярных сил нефтеотдача не зависит от перепада давления и скорости перемещения водонефтяного контакта, то в реальной пористой среде перепад давления имеет значение как для гидрофильных, так и для гидрофобных пород [143].

В реальной пористой среде поровые каналы имеют разный размер, переменное сечение и сообщаютсямежду собой, поэтому водонефтяной контакт перемещается неравномерно. В местах, где капи.тляр-ные силы не преодолены, остаются капли и целики нефти, которые снижают коэффициент вытеснения нефти и нефтеотдачу пласта в целом. Так, по исследованиям Дж. К. Джордона [277], вытеснение капиллярно-связанной нефти из пористой среды водой начинается прп градиентах давления 1 (кгс/см)/см и больше. Также градиенты давления невозможно создать даже на участках пласта, прилегающих к забоям скважин. Поэтому прн современных методах эксплуатации капи.тлярно-связанная нефть в пластах остается неизвле-ченной [143].

В лабораторных условиях процесс фильтрации может быть изучен на моделях пористой среды. В лаборатории физики нефтяных коллекторов ВНИИ были проведены исследования по определению коэффициента вытеснения на различных моделях пористой среды с использованием модельных нефтей и воды и по определению конечного коэффициента вытеснения по результатам анализа кернов, отобранных при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором.

В качестве модели пористой среды в .лаборатории применяли несцементированные пески, естественные керны и пески, искусственно сцементированные клеем БФ.

по вытеснению нефти водой

Таблица 45

В качестве модели нефти применяли керосин, дегазированную нефть, пластовую нефть н различные нефтяные масла, преимущественно трансформаторные. В качестве вытесняющего агента применяли дистиллированную воду, водные растворы с добавками поверхностно-активных веществ и водные растворы глицерина. Соотношение вязкостей воды и нефти р,g/jj,н колебалось от 0,05 до 4. Опыты проводились с погребенной водой и без нее. Нефть вытесняли водой при перепадах давления от 0,02 до 20 кгс/см, скорость перемещения водонефтяного контакта колебалась от 0,17 до 24,5 м/ч.

Часть опытов проводили при пластовых условиях, т. е. с естественной пористой средой, пластовой нефтью, при давлениях выше давления насыщения и при пластовой температуре [143].

В результате всех опытов выявлено, что коэффициент вытеснения нефти составлял 75,9% из моделей пласта без погребенной воды и 69,2% - с погребенной водой. Средний коэффициент вытеснения для опытов с погребенной водой п без нее составляет 72,5%. В табл. 45 приведена сводка данных по вытеснению нефти водой в лабораторных условиях [143].

Вместе с тем опыты показали, что конечный коэффициент вытеснения зависит от перепада давления, если величина его сравнительно невелика. В рассмотренных опытах не были достигнуты градиенты давления, необходимые для вытеснения микроцеликов и отдельных капель нефти [277].

Анализ материалов исследований показывает, что коэффициент вытеснения нефти в безводный период зависит от многих факторов и очень чувствителен к их изменению. Поэтому для изучения коэффициента вытеснения в безводный период следует тщательно моделировать процесс вытеснения нефти водой и использовать естественные образцы пористой среды, так как очень трудно изготовить искусст-