ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы О возможном значении коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой из "Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами" Правильное определение коэффициента нефтеотдачи пластов имеет большое значение для совершенствования теории и практики разработки залежей. Поэтому во всех случаях необходимо объективно определять фактически достигнутый коэффициент нефтеотдачи с максимальным приближением к его истинному значению. Исследование этой задачи имеет важное значение в развитии методов количественной оценки остаточной нефти в длительно разрабатываемых залежах по формам их нахождения. Решение этой задачи позволило бы более обоснованно выбрать методы увеличения нефтеотдачи в конкретных геолого-физических условиях. [c.26] Известно, что при вытеснении нефти водой на значение нефтеотдачи оказывают существенное влияние капиллярные силы, отношение вязкости нефти и воды, фазовые проницаемости и т. д. При некотором обводнении пористой среды, степень которого зависит от различных факторов, фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Очевидно, этим и объясняется конечное значение коэффициента вытеснения для кернов. Лабораторными исследованиями установлено, что в любом макронеоднородном пласте коэффициент вытеснения нефти водой колеблется в пределах 65—80%, составляя в среднем 73%. [c.26] В связи с этим представляет теоретический и практический интерес рассмотрение задачи о максимально возможной нефтеотдаче однородного пласта, близкого к реальным условиям по своим параметрам и свойствам насыщающих жидкостей и характеру процесса вытеснения. [c.27] Для вывода соответствующих зависимостей конечной нефтеотдачи от физических свойств пористой среды и насыщающих ее жидкостей, а также от параметров вытеснения нефти водой обратимся еще раз к теории фильтрации двух несме-шивающихся жидкостей Бакклея — Леверетта. [c.27] При движении воды в нефтяную зону часть нефти вытесняется впереди фронта вытеснения, вследствие чего уменьшается нефтенасыщенность заводненной зоны пласта. Дальнейшее вытеснение приводит к уменьшению нефтесодержания пласта позади фронта вытеснения. При пропускании достаточно большого объема воды через поровое пространство водонасыщенность возрастает настолько, что фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю. [c.28] Из формулы (1.35) видно, что водонасыщенность струи жидкости в любом сечении, перпендикулярном к движению, определяется вязкостным и гравитационным градиентами давления. Причем гравитационный и капиллярный градиенты давления имеют противоположные знаки и противодействуют друг другу. Так, например, увеличение угла наклона пласта при прочих равных условиях должно приводить к уменьшению содержания воды в потоке жидкости при одинаковых водонасыщенностях. [c.29] Для рассмотрения поставленной задачи будем пренебрегать капиллярным градиентом давления, что, очевидно, приведет к некоторому повышению водонасыщенности и увеличению нефтеотдачи. При этом предположим, что наклон пласта отличен от нуля. Последнее предположение противоположно первому, и в конечном счете пренебрежение капиллярным эффектом несколько скомпенсируется. [c.29] При решении уравнения (1.37) необходимо знать аналитическую зависимость между функцией водосодержания потока жидкости ге (5з) и водонасыщенностью пористой среды, т. е. [c.29] Эксплуатационные объекты нефтяных месторождений крайне разнохарактерны. Породы-коллекторы нефти разнятся по гранулометрическому составу, пористости, карбонатности, проницаемости, содержанию глинистых частиц с неодинаковой степенью гидратируемости. [c.30] Нефти различных месторождений характеризуются различным химическим составом и физическими свойствами. Вязкость нефтей в пластовых условиях весьма различна — от 0,5 до 100 мПа с и более. Содержание в нефтях полярных компонентов, обусловливающих в значительной мере показатели процесса вытеснения нефти водой, изменяется в широких пределах. [c.30] Таким образом, физическая и физико-химическая характеристики пород, слагающих нефтяные пласты, и насыщающих их жидкостей отличаются большим многообразием. Поэтому найти универсальные формулы для определения относительных фазовых проницаемостей для коллекторов и жидкостей всех типов не представляется возможным. Тем не менее, для песчаных коллекторов такие приближенные зависимости существуют. Наличие и использование таких зависимостей, хотя и ограниченных условиями экспериментов, позволяет яснее представлять процессы вытеснения нефти нагнетаемой водой. [c.30] Для определения характера изменения насыш,енности по длине пласта и ее количественной оценки необходимо в (1.37) найти значение функции водонасыш енности (1.36) по S , т. е. (SJ. [c.31] Функция п (8 (1.36) характеризует не только изменение водонасыщенности потока жидкости в любом сечении пласта с известной водонасыщенностью но и определяет значение и скорость обводнения продукции скважин. Поэтому значения этой функции изучались более детально путем проведения многочисленных расчетов при различных значениях динамической вязкости нефти и коэффициента проницаемости пористой среды. На рис. 1.2 построены графики функции п (8 ) при различных значениях отношения вязкости воды к вязкости нефти. Из графиков видно, что на характер роста обводненности добываемой нефти в значительной степени оказывает влияние значение соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. [c.31] Вернуться к основной статье