Физика пласта (Ответы на экзамен). 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования

• Название: 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования
• Анкор: Физика пласта (Ответы на экзамен).doc
• Дата: 15.03.2017
• Размер: 0.82 Mb.
• Имя файла: Физика пласта (Ответы на экзамен).doc
• Тип: Анализ; #3810
• страница: 10 из 13

50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.

Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.



Рассмотрим свойства этого типа нефти.

Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.

Ей количество зависит от:

структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.



Разветвлённость характеризуется

координационным числом.

Для разветвлённости такого типа характерно бимодальное распределение.

% встр.

r_к r_п r

Если r_п>>r_к, часть нефти остаётся в порах.

Так для Волго-Уральской области на одну пору приходятся 3-4 капилляра, а на месторождениях Сибири весьма неблагоприятное координационное число составляет 30-50, т.е. на одну пору приходится до 50 капилляров.

разницы между d_к и d_п d_к

Эти диаметры иначе называются

медианными диаметрами.

d_п

Снова рассмотрев бимодальное распределение, можно сделать вспомогательный вывод, приводящий к тому что чем больше разница медианных диаметров, тем сильнее проявляются эффекты защемления. Значит, даже в пластах, имеющих большую проницаемость, но сложное строение внутрипорового пространства, коэффициент нефтеизвлечения будет маленький.

смачиваемости.

Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.

Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:

• 
  Распределение количества ганглий по размерам;
  

Кол-во

капель

%

размер

Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.

• 
  Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (Р_к/Р_г).
  

Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:



%

Стрелка указывает на увеличение

grаd(Р_г)

grаd(Р_г)

d, мкм

В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.

Р_к/Р_г_еа

Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа(_еа).

В зависимости от _еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:

S_оr

I II III

_еа

I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения.

II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.

III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.

Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому.

Поведение на месторождении таково:

I

II, I

II, III

наг. скв. экс. скв.

В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее.

Таким образом, сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв.

Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления.



Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.

Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Р_к. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.

Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.