ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Закономерность пластового диспергирования нефти из "О роли дисперсности системы нефть-вода-порода в процессах вытеснения нефти из пористых сред" Существует большой объем фактических и экспериментальных данных, показывающих, что эффективность вытеснения нефти водой зависит от скорости вытеснения, капиллярных сил, вязкостей воды и нефти, свойств пористой среды [8, 32]. [c.17] Усовершенствование рядом авторов модели Баклея — Леверетта, основу которой составляет предположение, что каждая фаза движется по своей системе поровых каналов и что для расчета многофазной фильтрации достаточно использовать в законе Дарси вместо абсолютной проницаемости среды относительные фазовые проницаемости, сводят экспериментальные исследования особенностей применения различных агентов вытеснения нефти к определению их относительных фазовых проницаемостей. [c.17] Однако эти традиционные представления о многофазной фильтрации в пористых средах не позволяют ответить на ряд принципиальных вопросов разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами по влиянию, например, проницаемости пласта на нефтеотдачу, роли абсолютных значений вязкостей фаз, плотности сетки скважин, темпа разработки. В ряде случаев предлагаемые дпя опытно-про-мышленных работ новые технологии не обеспечивают ожидавшихся на основе модельных расчетов значений технологических показателей. [c.17] Отличие физико-химического подхода от чисто гидродинамического в том, что гидродинамический рассматривает процессы в пористых телах на базе механики сплошных сред, а физико-химический—на основе представлений о дисперсном состоянии пористых тел, которое и определяет специфику и механизм массообменных процессов [24]. Физико-химический подход базируется на анализе физико-химических и микрогидродинамических процессов переноса газа, жидкостей и их паров в поровом пространстве. Действующее здесь поле поверхностных сил не только изменяет свойства флюида, но и влияет на кинетику массообменных процессов. В свою очередь, зависимость сил, действующих между частицами пористого тела, от состояния флюида приводит к тому, что в ходе процессов переноса может меняться пористая структура. [c.18] Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и офомным скоплением капиллярных каналов, в которых движутся жидкости, образующие мениски на фаницах раздела фаз. Механизм перемещения нефти в пласте и извлечения ее во многом определяется мо-лекулярно-поверхностными процессами, протекающими на фаницах раздела фаз (породообразующие минералы—насыщающие пласт жидкости и газы—вытесняющие агенты) [6, 24]. [c.18] Для корректного описания процессов используется понятие элементарного физического объема (э.ф.о.), под которым понимается часть пористой среды, размером много меньше размера исследуемого тела и, одновременно, настолько велик, что в нем содержится достаточно большое число структурных элементов, позволяющее применять различные методы осреднения случайных величин, причем уравнения для макропеременных должны быть получены осреднением локальных уравнений переноса в э.ф.о. [24]. [c.18] Бабаляном установлено, что вытеснение нефти водой из пористой среды сопровождается как диспергированием, так и коалес-ценцией капель обеих жидкостей, причем чем больше содержание в нефти поверхностно-активных веществ, тем выше степень дисперсности получаемой эмульсии и тем больше время ее существования [2]. [c.18] Было отмечено, что существует два режима вытеснения поршнеобразный, когда почти вся нефть выносится за безводный период, и режим с интенсивным диспергированием вытесняемой жидкости, когда значительная часть нефти выносится за водный период. Наличие четочно-го режима выхода нефти из пористой среды отмечено также в [7]. [c.19] Большие ганглии неправильной формы являются конгломератами нескольких более мелких ганглий более правильной формы, а значения относительных фазовых проницаемостей и гистерезиса краевых углов смачивания увеличиваются при увеличении скорости вытеснения [30]. Именно поэтому в многочисленных лабораторных исследованиях разница в значениях нефтеотдачи в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей закачки может достичь 10—15%, а иногда и более. [c.19] В [2] отмечается, что фазовая проницаемость зависит от связанных объемов фильтрующихся фаз в поровом пространстве. В то же время, в [3, 8] сравнение капиллярных и гидродинамических сил проведено на длине характерного расстояния между скважинами, и сделаны выю-ды о возможности пренебрежения капиллярными силами при гидродинамическом анализе разработки нефтяных месторождений, поскольку учет этих сил позволяет лишь уточнить структуру фронта вытеснения. [c.19] Критика концепции фазовых проницаемостей приведена также в [26], где отмечено, что в зависимости от распределения фаз в поровом пространстве замеренная фазовая проницаемость по нефти может составлять от О до 100% реальной проницаемости пористой среды. [c.19] Известно влияние скорости вытеснения, соотношения гидродинамических и капиллярных сил, пористости коллектора на эффективность вытеснения нефти [36]. Отсюда следует, что скорость и пористость являются важными параметрами для определения нефтеотдачи. [c.19] 35] автором было сформулировано представление о процессах вытеснения в пористой среде, заключающееся в том, что вытесняемая фаза макродиспергируется и движется поэлементно, как система с гидродинамически самостоятельными элементами размерами вплоть до расстояний между точками закачки и отбора, вследствие капиллярного гистерезиса, определяемого процессом взаимодействия вытесняемой и вытесняющей фаз с пористой средой. [c.19] Сформулированное представление о многофазной фильтрации в пористой среде имеет следующие принципиальные отличия от существовавших явле 1ие вязкостной неустойчивости [10] не есть следствие только больших отношений вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз или микронеоднородности даже макронеодно-родного пласта, а есть визуальное проявление макродиспергирования вытесняемой фазы, которая движется поэлементно в виде системы элементов разного размера, что позволяет вытесняющей фазе проникать между элементами вытесняемой. [c.20] Принципиально, что а) макродиспергирование определяется капиллярным гистерезисом б) во всех зонах пласта — и перед резким изменением насыщенности, и за ним — могут двигаться как вытесняемая, так и вытесняющая фазы в) размеры кластеров сравнимы с расстояниями между скважинами. [c.20] Отметим, что в предложенную автором схему процесса многофазной фильтрации вполне укладывается вариант с разбиением вытесняемой фазы на компоненты (в этом случае элементы могут иметь разные физико-химические сюйства), Ч1ю согласуется с учетом надмолекулярных структур и анализом промысловых материалов. [c.20] Таким образом, ни в одной из работ [1—31] не была сформулирована закономерность вытеснения нефти в пористых средах, заключающаяся в том, что при вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него водного раствора нефть диспергируется на отдельные части, распределение которых по размерам определяется капиллярным гистерезисом в системе нефть—вода—порода. Назовем эту модель 018Р0 (с118рег11оп оГ о11). [c.20] Обоснованная автором закономерность вытеснения нефти в пористых средах была признана открытием — диплом РАЕН и Международной ассоциации авторов научных открытий 80 от 18 августа 1998 г. [c.20] Вернуться к основной статье