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

равна приблизительно пятикратной продолжительности безводного периода. Это означает, что если безводный период вытеснения составил, например, пять лет, то для получения указанного коэффициента «нефтеотдачи» идеального грунта водный период должен составлять 25 лет. Для достижения коэффициента «нефтеотдачи» около 97%,

о <> 8 1Z 15 TjjT

Рис. 82. Зависимость Р = / {TJT) для соотношения вязкостей Цв/Цн = 0,05 -т- 1

о го W 60 0ъ1(0и*вбро

Рис. 83. Зависимость коэффициента вытеснения и содержания воды в добываемой жидкости при соотношении вязкостей Цв/Цн = 0,05 -г- 1

т. е. увеличения его всего лишь на 7%, при принятой продолжительности безводного периода водный период должен составлять 100 лет (в четыре раза больше, чем для получения коэффициента «нефтеотдачи» 85-90%).

Далее из рис. 82 видно, что соотношение вязкостей нефти и воды в этом случае не оказывает супцественного влияния на коэффициент «нефтеотдачи» при заданном соотношении Ti : Т, особенно в конечные периоды вытеснения нефти водой. Это означает, что соотношение

80 60 40

го о

16 hir

Рис. 84. Зависимость содержания воды в добываемой жидкости от соотношения суммарного времени вытеснения нефти к безводному периоду

0,8 О,*

"зак

Рис. 85. Зависимость коэффициента «нефтеотдачи» р от количества закачанной воды 7зак (в объемах пор) для раз-2личных значений Mb/jih

вязкостей нефти и воды оказывает на коэффициент «нефтеотдачи» идеального грунта в водный период такое же влияние, как п в безводный период.

На основании расчетов [133] по формулам, выражающим функциональные зависимости р = / ((?в/{<?н + <?в) и QJQa <?в = = / (TxITi), где (?в - суммарный дебит воды; (J„ - суммарный дебит нефти, построены графики для различных соотношений вязкостей воды и нефти (рис. 83, 84).

Из этих графиков видно, что после окончания безводного периода вытеснения нефти из идеального грунта наступает прогрессирующее обводнение выходящей струи. Особенно оно велико при высокой вязкости нефти. Когда продолжительность водного периода достигает продолжительности безводного периода вытеснения нефти, содержание воды в выходящей струе составляет 80-95%. При соотношении вязкостей р,в/р,н = 0,05 обводненность струи с самого начала водного периода достигает 70%. Если конечную «нефтеотдачу» идеального грунта принять равной 75%, то из рис.83 нетрудно видеть, что прир,в/р,н = 0,05 в водный период может быть вытеснено до 40% запасов.

Коэффициент «нефтеотдачи» идеального грунта зависит и от количества закачанной в него воды FgaK (рис. 85). На рисунке видно, что для достижения одной и той же величины коэффициента «нефтеотдачи» количество закачанной воды (суммарное количество воды, израсходованное в безводный и водный периоды вытеснения) увеличивается с увеличением вязкости нефти.

Таким образом, при вытеснении нефти водой из идеального грунта на коэффициент «нефтеотдачи» в безводный и водный периоды, относительную продолжительность вытеснения, степень обводненности струи в водный период и на количество прокачанной через грунт воды большое влияние оказывает соотношение вязкостей воды и нефти.

Влияние этого фактора распространяется и на реальные породы с некоторыми отклонениями в зависимости от степени микро- и макронеоднородности пористой среды.

ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНЫХ СИЛ НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТА

Движение двухфазных систем в пористой среде представляет собой чрезвычайно сложное явление. В отличие от движения однофазной системы в этом случае на границе раздела фаз действуют капиллярные силы. Если бы при вытеснении нефти из пласта водой или газом отсутствовали капиллярные силы, нефтеотдача была бы значительно полнее независимо от скорости движения.

Поскольку реальная пористая среда по своей природе микро-и макронеоднородна, т. е. имеет поровые каналы разного размера и содержит нефть, вязкость которой в несколько раз превышает вязкость воды, это обусловливает неравномерное продвижение контура нефтеносности в отдельных порах, а следовательно, и по пласту в целом.

Экспериментальные исследования вытеснения моделей нефти водой или газом, проведенные на полидисперсных кварцевых песках в сцементированном и несцементированном виде, показали, что одним из основных факторов, влияющих на нефтеотдачу пластов, являются капиллярные силы [129].

Основным критерием подобия процесса вытеснения нефти водой на моделях идеального и реального грунтов натурному процессу должно быть постоянство отношения общего перепада давления

к капиллярному давлению на водонефтяном контакте jKa = Ар/рк в модели и в натуре. Если капиллярное давление выразить из уравнения Лапласа через средний радиус пор равный г = ЗуЗА/ут а перепад давления - из закона Дарси, то это отношение можно записать в следующем виде:

2 VljiJ Vmv а COS е Ук

(373)

где - безразмерный параметр подобия; [i„ - абсолютная вязкость нефти (модели нефти), дин -с/см; I - длина образца пористой среды (рассматриваемого участка пласта), см; т - коэффициент

70 50 30

«а

Рис. 86. Зависимость коэффициента вытеснения нефти Рвн от безразмерного параметра .а

полной пористости, в долях единицы; - скорость перемещения водонефтяного контакта, см/с; а - поверхностное натяжение на границе нефть - вода, дин/см; 9 - краевой угол смачивания; к - проницаемость пористой среды, см.

Если в формуле (373) скорость перемещения водонефтяного контакта выразить через скорость фильтрации и коэффициент полной пористости, а коэффициентом 2/2" пренебречь, то получим формулу

а=-2%=-. (374)

а cose/fern

На рис. 86 помещен график зависимости коэффициента «нефтеотдачи» р от безразмерного параметра К. Эта зависимость может быть выражена следующей формулой:

0,00062-1-0,01353

(375)

Подставляя вместо К,, его значение, получим зависимость нефтеотдачи пласта от его различных параметров и свойств нефти и воды в виде

0,00062 У кто cos 8-1-0,0135iгф

(376)

График (см. рис. 86) показывает, что чем больше параметр К, тем больше коэффициент нефтеотдачи пласта, т. е. чем выше перепад давления в пласте, тем выше его нефтеотдача. Однако увеличение нефтеотдачи наблюдается до определенного значения 3. По данным проведенных опытов при К, Ъ нефтеотдача макронеоднород-ного пласта фактически не зависит от этого параметра, т. е. процесс