Микронеоднородность

Сложная и нерегулярная структура пространства пор обусловливает преимущественно стохастический характер локальных скалярных и векторных полей концентраций, давлений, скоростей и т. д. Локальные величины в пространстве пор подчиняются обычным гомогенным уравнениям переноса, дополненным граничными условиями, при этом они флюктуируют на масштабах порядка масштабов микронеоднородностей среды. Измеряемыми обычно являются макропеременные, получаемые усреднением по пространству элементарного физического объема (э.ф.о.) пористой среды 8т. Под э.ф.о. пористой среды понимается часть пористой среды, размер которой, с одной стороны, много меньше размера исследуемого тела, а с другой стороны, настолько велик, что в нем содержится достаточно большое число структурных элементов, позволяющее применять различные методы осреднения случайных величин. В каждой точке э.ф.о. могут быть определены локальные или микроскопические характеристики как самой среды, так и протекающего в ней физико-химического процесса, например радиус поры, к которой принадлежит данная точка, или концентрация компонентов химической реакции. Микро-характеристики можно усреднить по всем порам, входящим [c.138]

Рис. 8, Схема микронеоднородной пористой среды, межслойных и капиллярных противотоков нефти и воды и вытеснения остаточной нефти

На основе экспериментальных и промысловых исследований выше было показано, что капиллярные процессы при заводнении нефтеносных пластов сопровождаются встречными движениями, противотоками нефти и воды. Получены экспериментальные зависимости для расхода, скорости и глубины капиллярной пропитки. Аналогичные зависимости можно получить и аналитическим путем. Как уже отмечалось, исследованиями установлено, что микронеоднородность пористой среды может выражаться некоторой функцией распределения пор по размеру Р (б). Для песчаника, например, распределение пор по размеру подчиняется нормальному или логарифмически нормальному закону с диапазоном изменения размеров пор от О до 500 мкм и более. В этих условиях из классической зависимости между капиллярным давлением и размером поровых каналов очевидно, что при капиллярном межслойном противотоке внедрение воды в нефтенасыщенные слои происходит по наиболее мелким, а переток нефти по более крупным поровым каналам (рис. 8). Расход жидкости и скорость внедрения воды при капиллярной пропитке можно выразить через функцию распределения размеров пор. [c.60]

В МИКРОНЕОДНОРОДНОЙ ПОРИСТОЙ СРЕДЕ [c.60]

Фактически коэффициент извилистости Та отображает избирательный характер фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде и, следовательно, может выражаться через плотности вероятности распределения размеров пор, т. е. [c.61]

Известно, что реальные коллекторы характеризуются значительной макро- и микронеоднородностью. При этом средний радиус пор их крайне невысок. Так, для девонских пластов месторождений Башкирии и Татарии он составляет 7—12—15 мкм. Нетрудно подсчитать, что при радиусе поры 10 мкм, толщине эффективного граничного слоя 2 мкм примерно 40% нефти будет сосредоточено в этом слое, а при радиусе 5 мкм количество нефти, сосредоточенной в эффективном граничном слое, превысит 60% общего объема. Вероятно, будет сказываться и взаимное влияние граничных слоев, проявляющееся в укреплении структуры нефти по всему объему. Могут образовываться застойные зоны, в которых нефть не будет принимать участие в общем движении жидкости. Поэтому создание методов, позволяющих разрушить образовавшуюся структур , позволит в некоторых случаях резко увеличить нефтеотдачу пласта. [c.101]

Вторая — учет макро- и микронеоднородности коллекторов при выборе и проектировании систем разработки месторождений. Понятно, что это имеет первостепенное значение в задачах рациональной разработки углеводородных полезных ископаемых. Поэтому оценке литологических факторов при выборе и осуществлении технологических мероприятий уделяется наибольшее внимание. [c.6]

До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Формирование нефтяных залежей происходит за счет вытеснения воды нефтью, т. е. менее смачивающей жидкостью. Следовательно, вначале на поверхности пор остается непрерывная пленка воды. Однако существование этой пленки не может быть длительным, под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходит ее разрыв и частичное оттеснение воды с поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов становится неоднородной не только по сечению, но и по характеру смачиваемости — наряду с гидрофильной появляются участки с гидрофобной поверхностью. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз (мениска) будет находиться под влиянием различного баланса энергии. [c.40]

Такой характер зависимости безводной нефтеотдачи от скорости фильтрации подтвержден работами, из которых видно, что при отношениях вязкости нефти и воды цо 3 существуют определенные значения скорости фильтрации, обеспечивающие равномерное продвижение воды в микронеоднородном пласте и максимальную безводную нефтеотдачу ( б). В частности, в экспериментах с отношением вязкости го = 3,1 критическая или оптимальная скорость фильтрации равна примерно 400 м/год. При вытеснении углеводородных жидкостей вязкостью 6,6 и 17,5 мПа-с максимальные безводные нефтеотдачи получены при скоростях фильтрации порядка 125 и 30 м/год соответственно. При отношении вязкостей Но =1,2 правая ветвь зависимости б (у) не исследована несмотря на то, что линейная скорость вытеснения была доведена примерно до 19 000 м/год. Это обстоятельство еще раз подчеркивает доминирующее влияние капиллярных сил при вытеснении нефти малой вязкости водой из гидрофильных пластов. В подобных случаях условия гидродинамической неустойчивости вытеснения практически не достигаются. [c.93]

Расчеты, проведенные при рассмотренной схеме и реальных размерах поровых каналов смачиваемости и плотности нефти и воды, показывают, что средняя минимальная равновесная высота подъема менисков в микронеоднородной пористой среде при статических условиях, т. е. за счет лишь внутренней энергии, [c.44]

При таком распределении в коллекторе нефти и воды можно ожидать, что связанная вода приводит к снижению влияния микронеоднородности пласта на вытеснение нефти водой. Ранее указывалось, что состояние вытеснения нефти водой зависит от микростроения коллектора, что, в конечном итоге, проявляется в определенной зависимости текущей нефтеотдачи от скорости фильтрации. Уменьшение микронеоднородности нефтенасыщенной части пласта за счет содержания в мелких порах и в сужениях порового пространства связанной воды — одна из основных причин изменения нефтеотдачи от скорости фильтрации. Иначе говоря, при наличии связанной воды следует ожидать более равномерное проникновение нагнетаемого агента в нефтенасыщенное поровое пространство. [c.96]

Ранее, при рассмотрении влияния скорости фильтрации на показатели заводнения однородного пласта, для иллюстрации была представлена зависимость нефтеотдачи от скорости фильтрации для нескольких отношений вязкостей. Следует вновь напомнить, что оптимальная скорость фильтрации, соответствующая максимальной безводной нефтеотдаче, справедлива для всех испытанных отношений вязкостей. Интересно также отметить, что при оптимальной скорости фильтрации независимо от отношения вязкостей получается практически одна и та же безводная нефтеотдача. Однако для достижения такой высокой безводной нефтеотдачи с увеличением отнощения вязкостей требуются очень низкие скорости фильтрации. Зависимость оптимальной скорости фильтрации от отношения вязкостей жидкостей по экспериментальным данным показывает, что уже при отношении вязкостей 15 оптимальная скорость равна приблизительно 30 м/год. Весьма интересно, что с увеличением отношения. вязкостей жидкостей незначительное отклонение от оптимальной скорости фильтрации приводит к резкому снижению безводной нефтеотдачи. Хотя рассматриваемые экспериментальные данные нестрого моделируют реальные пластовые условия, тем не менее они правильно отражают качественную сторону вытеснения вязкой нефти водой из микронеоднородного пласта. [c.99]

Статистическое среднее значение капиллярного давления в микронеоднородной пористой среде можно определить через функцию распределения [c.63]

ЗАВОДНЕНИЕ МИКРОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ [c.81]

МЕХАНИЗМ НЕФТЕОТДАЧИ В МИКРОНЕОДНОРОДНЫХ [c.90]

Вышеизложенное объяснение механизма вытеснения нефти водой из микронеоднородных пористых сред позволяет придти к вы- [c.92]

В общем случае имеет нелинейный характер. Такой характер указанной зависимости полностью соответствует представлению о влиянии микронеоднородного строения пласта на равномерное продвижение воды в поровых каналах разного размера. [c.94]

Сила Бьеркенеса возникает при пульсации кавитационного пузырька и заставляет его перемещаться преимущественно в микронеоднородности поверхностей ограничивающих стенок и частиц твердой фазы гетерогенных систем (основа эрозион- [c.165]

Кроме того, в соответствии с рассматриваемой моделью вытеснения нефти из микронеоднородных пластов, избирательно лучше смачиваемых водой, наличие связанной воды не должно отражаться на количестве остаточной нефти. [c.96]

Присутствие свободной газовой фазы в микронеоднородном пласте, как это следует из механизма вытеснения нефти водой, должно способствовать увеличению конечной нефтеотдачи. Это положение подтверждается многочисленными экспериментальными исследованиями. Создание свободной газовой фазы перед началом заводнения нефтяного пласта может также привести к увеличению текущей нефтеотдачи пласта за счет капиллярных эффектов. [c.101]

Следовательно, заводнение неоднородных пластов с локальной неоднородностью так же, как микронеоднородных пористых сред, необходимо осуществлять либо ири скоростях фильтрации, уменьшающих капиллярную зону до пренебрежимо малых величин, либо с добавкой в воду поверхностно-активных веществ, способствующих более равномерному продвижению водонефтяного контакта. [c.110]

И характеризует дисперсию (разброс) скоростей при движении частиц нефти в пористой среде в различных сечениях. Значение этого коэффициента определяется степенью микронеоднородности среды, изменением размера пор. Физический смысл этого члена [c.197]

Первоначально рассмотрим вытеснение остаточной нефти оторочкой мицеллярного раствора только с учетом микронеоднородного строения пористой среды, считая проницаемость по всему объему постоянной. Такое допущение вполне правомерно для случая вытеснения на небольших участках пласта, когда изменение проницае.мости по площади незначительно, или для более или менее однородных пластов. Это условие предполагает равенство нулю коэффициента а уравнения (6.7). [c.198]

С гидродинамической точки зрения такой тип неоднородности для изучения общих закономерностей фильтрации несмешивающихся жидкостей можно свести к двум видам к однородному иласгу, если указанные неоднородные участки хаотично разбросаны ио всей площади или ио толщине пласта, и,к слоистому, если эти участки ориентированы таким образом, что образуют как бы несколько непрерывных каналов разных фильтрационных свойств. В первом случае влияние местной неоднородности на интегральные показатели заводнения должно быть сведено до минимума, учитывая неизмеримо большие размеры месторождения и расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Во втором же случае основные, особенности заводнения можно определить на, моделях слоистых пород. Однако при постановке опытов на образцах породы с равномерно распределенными участками различной проницаемости нельзя пользоваться предельными величина,ми условий моделирования, рекомендованными в работе Д. А. Эфроса, поскольку они установлены для микронеоднородных пластов, в которых формирование-зоны активного капиллярного проявления (стабилизированной зоны) обусловлено различием поровых каналов. Физическая сущность условий приближенного моделирования, предложенных Д. А. Эфросо,м, в основном сводится к тому, чтобы при заданном градиенте давления свести отношение длины зоны капиллярного обмена к длине модели до пренебрежимо малого значения, ири которо,м стабилизированная зона практически перестает оказывать влияние на показатели заводнения. Это основное положение-приближенного моделирования должно оставаться в силе и при постановке опытов на моделях с другими видa и неоднородности и, в частности, на образцах породы с локальной неоднородностью. Но для нород с таким типом неоднородности необходимо-определить предельные значения критериев гидродинамического подобия, принимая при это,м в качестве характерного параметра пористой среды не средний размер пор, а средний размер неоднородных участков, слагающих исследуемый пласт. Аналогичные рассуждения справедливы также для пород с локальной неоднородностью, которые можно с гидродинамической точки зрения трансформировать в трубки тока, простирающиеся от линии нагнетания до линии отбора жидкости. [c.108]

Уравнение, характеризующее вытеснение нефти из заводненных. микронеоднородных пластов, согласно принятой схеме будет иметь следующий вид [c.198]

Определим значение коэффициента Ь в зависимости от количественных параметров микронеоднородной пористой среды. За количественную характеристику микронеоднородности принимают изменение размера пор в объеме пористой среды. Под размером будем понимать расстояние между их стенками б. [c.202]

В настоящее время информацию о неоднородном строении пористой среды можно получить, применяя различные методы поро-метрического анализа. Эти методы позволяют автоматически получать как средние значения параметров пористой среды, так и значение функции распределения. Аналогично можно получить значение корреляционной функции. Статистическая обработка данных о различных микронеоднородных пористых средах (песчаниках, карбонатных породах) показывает, что нормированную корреляционную функцию можно получить в следующем виде [c.203]

Кернодержатель 10 оборудован гидропневмообжимом, а эластичная манжета армирована тонким свинцовым цилиндром. Это позволяет вести экстракцию грунта (адсорбента) спиртобензольными смесями без разборки кернодержателя. Следовательно, в различных опытах сохранялись постоянными пористость, проницаемость, структура порового пространства и удельная поверхность грунта. В проводимых опытах было желательным избежание микропроскальзывания фильтрата (нефти), могущее возникнуть вследствие микронеоднородности грунта. Поэтому кернодержатель располагали вертикально. Всю установку помещали в шкаф-термостат, заданная температура в котором поддерживалась автоматически с погрешностью не более 1°С. Учитывая металлоемкость установки, а следовательно, и ее теплоинерцион-ность, температуру фильтрующейся жидкости поддерживали с точностью 0,2° С. [c.57]

Известно, что нефтяной коллектор представляет собой сложную систему разноразмерных капилляров, сообщающихся между собой. Даже в пределах небольшого объема наблюдается значительное различие в проницаемостях. Вязкость нефти при прочих равных условиях будет тем больше, чем меньше радиус капилляра. В условиях реального коллектора на одном и том же участке пласта, в пределах которого изменением компонентного состава нефти можно пренебречь, микронеоднородность коллектора и фильтрационная характеристика нефти находятся в зависимости от порометрической характеристики породы. Затухание фильтрации нефти проявляется тем сильнее, чем меньше радиус поровых каналов. В то же время вязкостная характеристика по глубине граничного слоя будет возрастать по мере приближения к твердой фазе. Следовательно, толщина эффективного граничного слоя нефти на поверхности капилляра в условиях течения нефти зависит от перепада давлений на концах капилляра. [c.128]

Неоднородность первого вида, по К. А. Хатчинсону, обусловлена генетическими закономерностями осадконакопления, второго — вторичными геологическими процессами. Е. И. Семин, Л. Ф. Дементьев рассматривают два вида неоднородности (макрб-и микронеоднородность), вкладывая в эти термины другой смысл — масштабный, целевой. [c.17]

Модификации воздействия на нефтяные пласты неионогенными ПАВ применимы как в песчаниках, так и в известняковых коллекторах при сравнительной макрооднородности литологических характеристик пластов, так как действие ПАВ в основном заключается в увеличении коэффициента вытеснения за счет подавления вредного влияния микронеоднородности коллектора. -При этом необходимы следующие ограничения вязкость нефти не должна превышать сотых долей паскалей на секунду, проницаемость должна быть не менее 0,1 мкм , пористость— не менее 10 %. По толщине продуктивных горизонтов никаких ограничений для воздействия растворами ПАВ не имеется. [c.30]

К числу основных физико-геологических факторов, от которых зависят показатели заводнени залежей, относятся неоднородность пластов (макронеоднородность) и пористой среды (микронеоднородность) трещиноватость пластов соотношение вязкостей нефти и воды начальное состояние водонефтяного контакта залежи, и насыщенности пласта капиллярная характеристика пористой среды, обусловленная микронеоднородностью, и смачивающие свойства жидкостей. [c.75]

Практически коэффициент вытеснения в предлагаемой интерпретации, особенно ири наличии связанной воды, близок к единице, т. е. содержание нефти в порах, занятых водой, фактически равно нулю (Р кО). Следовательно, полнота извлечения нефти из микронеоднородных пористых сред прежде всего определяется коэффициентом микроохвата порового пространства нагнетаемой водой [c.92]

Как уже указывалось выше, причина сравнительно низкого коэффициента микроохвата гидрофильных однородных пластов — капиллярные силы, в которых из-за преимущественного проникновения воды в мелкие поровые каналы крупные поры остаются неохваченными заводнением. Следовательно, увеличивая в породах рассматриваемого типа гидродинамический градиент давления, т. е. скорость нагнетания воды, можно достигнуть определенного увеличения безводной и конечной нефтеотдачи пласта. Указанное увеличение нефтеотдачи происходит в результате выравнивания скоростей проникновения воды в поровые каналы разного диаметра. При непрерывном увеличении градиента давления теоретически можно достигнуть условия, при котором скорости движения нагнетаемой воды в крупных поровых каналах будут намного превышать скорости фильтрации в мелких иоровых каналах. Иначе говоря, непрерывное приращение скорости нагнетания воды в микронеоднородном пласте может привести к снижению безводной нефтеотдачи. [c.92]

Представленный механизм вытеснения нефти водой из гидрофильных пластов и результаты исследований указывают на две возможности, позволяющие получить максимальную безводную нефтеотдачу. Первая возможность связана с увеличением скорости нагнетания воды, а вторая — с выбором вытесняющего агента, который обеспечивал бы максимальный микроохват породы и наиболее равномерное его продвижение в поровых каналах разного размера. Иначе говоря, вытесняющая вода должна обладать максимальным поверхностным натяжением (а) и промежуточным значением угла смачивания (0) порядка 45—60°. Как было показано выше, достижение наилучших показателей вытеснения нефти из микронеоднородных пластов, избирательно лучше смачиваемых водой, возможно только при очень высоких, практически не реализуемых скоростях фильтрации. Поэтому на практике более приемлемыхм следует считать второй путь, предусматривающий выбор вытесняющего агента, обеспечивающего максимальный коэффициент микроохвата пласта, т, е, вытесняющий агент с высоким значением о и промежуточным значением 6. [c.94]

На рис, 18, используя отмеченные выше экспериментальные данные, приводится зависимость остаточной нефтенасыщенности микронеоднородного пласта (Sho t) от скорости фильтрации (v). При этом подобные зависимости построены для четырех различных систем, отличающихся значениями межфазного поверхностного натяжения и угла смачивания. [c.94]

Таким образом, из рассмотренного экспериментального материала следует, что поверхностное натяжение так же, как угол смачивания, контролирует равномерность проникновения воды в поры разного размера в микронеоднородном пласте, т. е. определяет величину коэффициента микроохвата (аз). [c.95]

Последняя строчка таблицы занята примером газовой смеси, вообще говоря, гомогенной системы. Однако и в этом случае следует учитывагь ее специфическую микронеоднородность, вызванную флуктуациями плотности, а также то, что при высоких давлениях и температурах, превышающих критические температуры компонентов газовой смеси, в результате усиления межмолекулярных взаимодействий возможно ее расслоение. Особенно важны особенности газовых смесей при анализе свойств газовых конденсатов [Ю]. [c.11]

Влияние начальной водонасышенности и газонасыщенности на нефтеотдачу однородного пласта качественно можно оценить, учитывая микронеоднородное строение коллектора и физико-химическую характеристику фильтрующихся через него жидкостей. [c.96]

При вытеснении нефти водой из микронеоднородной пористой среды, избирательно лучше смачиваемой вытесняющим агентом, остаточная нефть, как уже отмечалось выше, с учетом физикохимических особенностей жидкостей и пористого материала должна находиться в крупных порах. При наличии связанной воды в пористом пространстве она должна аккумулироваться в местах максимального проявления капнллярных сил, а именно в порах наименьшего размера. Кроме того, связанная вода должна находиться в порах крупного и среднего размера в местах соприкосновения зерен, слагающих нефтесодержащий коллектор. [c.96]

Присутствие свободной газовой фазы может положительно сказаться не только на конечной нефтеотдаче пласта, но и на интенсификации отбора нефти. В микронеоднородных коллекторах, избирательно лучше смачиваемых вытесняющим агентом, нагнетаемая вода прелое всего должна проникать в поровые каналы, занятые свободны.м газо.м, т. е. в крупные поры или поровые каналы. Это значит, что при прочих идентичных условиях поверхность контактирования воды с нефтенасыщенным поровым пространством возрастает. Увеличение поверхности соприкосновения воды с нефтенасыщенными участками, в свою очередь, способствует увеличению объема воды, капиллярно впитывающейся в эти участки. При этом капиллярное впитывание происходит в различных направлениях, что способствует улучшению текущего микроохвата пласта нагнетаемой водой. Если содержание свободного газа невелико и он по пласту распределен равномерно, эффект капиллярного впитывания может быть значительным. Однако чрезмерное увеличение газонасыщенности может -привести к отрицательному результату из-за существенного увеличения вязкости нефти и относительной проницаемости для газа. Поэтому при заводнении пласта в каждом конкретном случае очень важно найти оптимальное значение начальной газонасыщенности. [c.98]

Из механизма вытеснения нефти водой из микронеоднородных пористых сред, следует, что полнота извлечения нефти определяется прежде всего коэффициентом микроохвата. [c.100]

Показано, что увеличение вязкости нефти не сказывается на отношении скоростей перетока жидкости между слоями разной проницаемости и на перемещении воды вдоль высокопроницаемого слоя. Это положение, подтвержденное экспериментальным результатом, объясняется тем, что скорости капиллярного проникновения воды в поперечном направлении в малопроницаемые слои и гидродинамической фильтраппи вдоль высокоироницаемого слоя обратно пропорциональны вязкости нефти, которая в обоих пропластках одинакова. Поэтому следует ожидать, что при оптимальной скорости фильтрации показатели вытеснения из слоистого пласта должны быть идентичны показателям вытеснения той же-нефти из микронеоднородного пласта. Только при сравнении этих показателей мол<но узнать, в какой степени ухудшение показателей вытеснения нефтн обусловлено увеличением отношения вязкостей жидкостей и в какой степени — влиянием самой неоднородности пласта. Вполне возможно, что динамика извлечения вязкой нефти и нефтеотдача слоистого и однородного пласта будут определяться прежде всего явлением вязкостной неустойчивости. [c.104]

Аналогичные исследования на моделях с локальной неоднородностью описаны в работах В. М. Рыжика и О. Ф. Мартынцива. В этих исследованиях уже указывается на наличие оптимальной скорости фильтрации, при которой достигается максимальная безводная нефтеотдача. Иначе говоря, пористые образцы с локальной неоднородностью ведут себя качественно так же, как микронеоднородные, слоистые и трещиновато-пористые среды. [c.109]

В экспериментах на модели с единичным малопроницаемым включением, как и следовало ожидать из теоретических соображений, наблюдалось опережение водонефтяного контакта на участке с пониженной проницаемостью. При этом с увеличением скоростей нагнетания воды опережение фронта вытеснения в малопроницаемом включении уменьшается. Однако, несмотря на чрезмерно большие скорости нагнетания воды, полного выравнивания или даже отставания фронта вытеснения в соответствии с проницаемостью включения не было достигнуто. Это объясняется тем, что в данных исследованиях использовалась система с повышенным поверхностным натяжением и углом смачивания, приближающимся к 0°. Так же, как в микронеоднородных пористых средах, в макронеоднородных системах подобного типа для выравнивания фронта воды целесообразно в качестве вытесняющих жидкостей использовать растворы с высоким поверхностным натяжением (а = 0,045 Н/м) и углы смачивания 45—60°. [c.109]

Для получения такой зависимости будем исходить из следующего. Поток жидкости в микронеоднородной пористой среде представляет собой совокупность взаимосвязанных микропотоков. Параметры отдельного микропотока — площадь сечения, длина и скорость движения по нему жидкости — определяются в основном степенью и характером неоднородности. Из-за избирательного движения жидкости в неоднородной пористой среде траектория движения извилиста. Такой характер движения наиболее вероятен и подтверл дается промысловыми и экспериментальными данными. [c.200]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология