Капиллярное вытеснение нефти

Для повышения гидрофильности пластов, усиления капиллярного вытеснения нефти водой из слабопроницаемых слоев и зон в заводненные высокопроницаемые, для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов необходимо увеличивать скорости движения жидкости и создавать перепад давления в пластах или избыточное давление в водонасыщенных слоях. На практике эти условия осуществимы при импульсном воздействии на пласты или циклической закачке воды. [c.47]

Однако эта схе.ма в некоторой мере упрощенная, так как положительное влияние капиллярного вытеснения нефти водой может быть ограниченным вследствие возникновения ряда осложняющих явлений, таких как концевые эффекты, непостоянная смачиваемость, диспергирование капель воды и нефти, капиллярный гистерезис и т. п. Особо важную роль приобретает капиллярная пропитка при заводнении коллекторов с сильно развитой трещиноватостью. Вода вначале избирательно заполняет трещины, после чего начинается капиллярное вытеснение нефти из пористых блоков, ограниченных трещинами. Это в конечном счете приводит к увеличению охвата пласта заводнением, а следовательно, и степени промывки пластов. Однако эффективному проявлению капиллярных сил в этом случае также препятствуют отмеченные выше факторы. Реальные нефтяные пласты состоят нз бесчисленного множества поровых каналов, различным образом связанных между собой. Если в капилляре постоянного сечения капиллярное внедрение происходит непрерывно во времени, то в канале с изменяющимся по длине сечением действие капиллярных сил носит прерывистый характер. [c.206]

Из этого следует, что даже при отсутствии капиллярного вытеснения нефти водой, способствующего повышению охвата пласта [c.208]

II. Рифы и пластовые залежи, режим растворенного газа, на который накладывается капиллярное вытеснение нефти водой [c.116]

Рис. 6.1- Схема капиллярного вытеснения нефти водой

Формирование газовых и нефтяных залежей в благоприятной для этих целей ловушке происходит путем вытеснения воды из пористых пород газом и нефтью. Этот процесс протекает длительно за тот или иной отрезок геологического времени. При этом не вся вода вытесняется из пористой системы пород, ибо для-этого не хватило в достаточной мере сил капиллярного вытеснения. Вода частично остается в порах породы в виде так называемой остаточной, или реликтовой, связанной воды. Лучший термин — остаточная вода. Ее количество тем больше, чем меньше диаметр пор, и зависит также от минералогии глинистого цемента и его содержания. [c.366]

Согласно современным представлениям о механизме вытеснения нефти ПАВ, добавляемые в нагнетаемую воду, должны 1 — способствовать смачиванию поверхности поровых каналов вытесняющей водой 2—уменьшать поверхностное натяжение на границе нефть — вода 3 — вытеснять нефть с поверхности породы 4 — диспергировать нефть в потоке воды, т. е. добавление ПАВ уменьшает капиллярное сопротивление движению водонефтяных смесей и переводит связанную с породой нефть в свободное состояние. Это достигается при адсорбции на поверхностях раздела ПАВ, которые резко снижают поверхностное натяжение системы нефть — [c.69]

В опытах с туймазинской нефтью была использована установка (рис. 100), основной узел которой — кернодержатель. В нем происходит капиллярное вытеснение из образца одной жидкости другой, Кернодержатель представляет собой толстостенный стальной цилиндр с двумя конусообразными крышками, которые прижимаются к нему с помощью винтового пресса, образуя герметически закрытую камеру. [c.170]

Рис. 102, Динамика вытеснения воды нефтью и нефти водой в условиях капиллярного вытеснения в зависимости от свойств

Полному извлечению нефти из пласта препятствуют капиллярные силы, удерживающие ее в узких промежутках между частицами пород. Если воздействовать на остаточную нефть жидкостью, которая бы смешивалась с ней, то это несомненно облегчило бы вытеснение нефти. В качестве такой жидкости для вытеснения нефти испытывался сжиженный пропан. [c.143]

При избирательной фильтрации жидкости в пористой среде отдельные поровые каналы обладают различной фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее мелких поровых каналах с большим фильтрационным сопротивлением и в каналах, расположение которых не совпадает с направлением движения фронта. Поэтому действием капиллярных сил является пропитка, замещение нефти водой в наиболее мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные обводненные каналы. [c.40]

Целый ряд исследований указывает на то, что гидрофильность порол можно увеличить, искусственно повышая пластовое давление, температуру и скорость фильтрации. С повышением давления увеличивается поверхностное натяжение на границе нефти с водой, происходит уменьшение избирательного угла смачивания водой поверхности пор и увеличение капиллярного вытеснения. [c.46]

При опережающем внедрении воды по трещинам даже при установившемся течении и ан>(гв эпюра давлений между контуром питания и зоной отбора такова, что давление в заводненном слое или трещине выше, чем в смежном нефтенасыщенном пористом блоке. Следовательно, в течение всего периода продвижения фронта вытеснения нефти водой из трещин между ними и нефтенасыщенными менее проницаемыми пористыми блоками существует некоторый непостоянный перепад давления. Кроме того, во всех рассматриваемых залежах до закачки воды с индикатором искусственное заводнение осуществлялось при периодически изменяющемся объеме закачки, что также создавало переменный перепад давления. Однако капиллярные процессы, пропитка пористых блоков за период продвижения фронта вытеснения нефти водой по трещинам полностью не завершены. Достаточно сказать, что по всем указанным месторождениям достигнутая нефтеотдача при заводнении составляет 30—43 %. Очевидно, глубина капиллярной пропитки блоков была небольшая. [c.59]

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

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]

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]

Поскольку основная задача настоящего исследования — установление роли капиллярных сил на нефтеотдачу, то ниже, будут рассмотрены механизмы вытеснения нефти только из пород первых трех групп. [c.101]

Специальными исследованиями установлено, что наблюдаемые особенности вытеснения нефти водой из гидрофильных пластов с локальной неоднородностью характерны для зоны пласта, где доминирующее влияние на распределение жидкостей оказывают капиллярные силы. По мере прохождения этой зоны в глубь пласта вытеснение нефти из неоднородных участков происходит в соответствии с гидродинамическими законами фильтрации неоднородных жидкостей. [c.110]

На механизм вытеснения нефти водой из пористых сред оказывает влияние множество факторов как чисто геологического порядка, так и обусловленных различными физико-химическими процессами, возникающими на границе раздела совместно движущихся фаз. При вытеснении нефти водой из неоднородных пористых сред значительная роль принадлежит капиллярным силам, характер действия которых проявляется неоднозначно в различных условиях вытеснения. [c.205]

При контакте водных растворов реагентов с пористой средой возможна их адсорбция на твердой поверхности коллектора. Это, с одной стороны, ведет к уменьшению содержания химреагента в водной фазе, а с другой - к изменению смачиваемости, играющей основную роль в процессе капиллярного вытеснения нефти водой и химическими реагентами. В связи с этим был проведен комплекс исследований по изучению поверхностной активности композиций в системе нефть - вода - поверхность коллектора [98,117], по капиллярному впитыванию в пористую среду, адсорбции в статических условиях и капиллярному довытеснению нефти методом центрифугирования. [c.154]

На рис. 4 приведено сопоставление фактических кривых, построенных по данным разработки Восточного и Карташевского рифогенных массивов, в которых режим растворенного газа сопровождался капиллярным вытеснением нефти водой, т. е. нефть была несмачивающей фазой, сплошной плавной линией вычерчена кривая [c.114]

При продолжении прямой она отсекает на оси абсцисс отрезок ОВ, равный расстоянию от начала координат до точки В. Этот отрезок нри режиме растворенного газа соответствует 75 2,5% извлекаемых запасов. При режиме растворенного газа, на котором накладывается эффект капиллярного вытеснения нефти водой, отрезок ОД составляет 83 2,5% от привлекаемых запасов. При водонапорном режиме ОВ составляет 90 1 % от извле каемых запасов. [c.115]

Капиллярное вытеснение нефти из пласта анионактивными ПАВ (например, нефтжыми сульфонатами) существенно отличается от описанных выше. [c.43]

При вытеснении нефти водой из трещиновато-пористого пласта и из неоднородной среды, содержащей малопроницаемые включения, принимается следующая схема, которая была развита в работах В. М. Рыжика, А. А. Боксермана, Ю. П. Желтова, А. А. Кочещкова, В. Л. Данилова. Нагнетаемая в пласт вода под действием гидродинамических сил стремится вытеснить нефть из хорощо проницаемых зон, она прорывается по высокопроницаемой среде (или по трещинам), а малопроницаемые блоки, насыщенные нефтью, оказываются окруженными со всех сторон водой. Извлечение нефти из блоков возможно лищь за счет капиллярной пропитки. Вода (смачивающая фаза) будет впитываться в блок за счет капиллярных сил, а нефть (несмачивающая фаза) будет вытесняться в высокопроницаемую среду (или трещины). Очевидно, [c.367]

Вернемся к рассмотрению вытеснения нефти водой из трещиноватопористого или неоднородного пласта. Как и для описания фильтрации однородной жидкости в трещиновато-пористой среде, нужно ввести в каждой точке два значения давления и две скорости фильтрации-для каждой среды. Кроме того, в каждой среде имеются две жидкости, для которых скорости фильтрации и насыщенности различны, а давления отличаются друг от друга на значение капиллярного давления. Нужно также ввести функцию, учитывающую перетоки между высокопроницаемой средой и малопроницаемыми включениями (трещинами и блоками). [c.368]

По данным МИНХиГП нефтеотдача возрастает с ростом скорости фильтрации в гидрофобных пластах, так как при этом компенсируются капиллярные силы, противодействующие вытеснению нефти водой. [c.47]

Большинство опубликованных данных о результатах лабораторных и теоретических (на математических моделях) исследований свидетельствует об устойчивом увеличении нефтеотдачи при воздействии углекислого газа на модель нефтяного пласта. Положительный эффект отмечается как при использовании карбонизированной воды, т. е. воды с растворенным в ней углекислым газом (рис. 95), так и при вытеснении нефти оторочкой двуокиси углерода (рис. 96). Увеличение нефтеотдачи в лабораторных условиях наблюдается также при капиллярной пропитке пористой среды карбонизированной водой. Из рис. 95 следует, что наибольший эффект получается, если СОа закачивают в пласт на ранней стадии разработки, хотя закачка карбонизированной воды приводит к су-1цественному доотмыву остаточной нефти. [c.159]

Процессы капиллярного вытеснения воды и нефти в пластовых условиях протекают примерно в 1,5—2 раза быстрее, чем в атмосферных — с моделями нефтей. Этот вывод согласуется с результатами работ по адсорбции асфальтенов. Ибо повышенная адсорбция асфальтенов из нефтекеросиновых растворов должна привести к дополнительной гидрофобизации породы, а следовательно, и замедлению процесса капиллярного вытеснения. [c.177]

Гиматудинов Ш. К. О роли капиллярных сил при вытеснении нефти водой из пористых сред.— Известия вузов , серия Нефть и газ , 1961, № 11, с. 71—76. [c.203]

Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

Эта величина капиллярных давлений кажется несущественной по сравнению с обычно создаваемыми при разработке внещними перепадами давления. Но эти внутренние, капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме, на водонефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно выше внешне созданных градиентов давления, вследствие чего влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из пластов очень большое. [c.36]

Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднородно-слоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах По-видимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение объема залеже в полном соответствии с проявлением сил гравитации. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обусловливаться различного рода колебаниями пласта и изменениями структуры пористой среды — тектоническими и колебательными процессами в земной коре, дина.мическим метаморфизмом пластов, пластической, необратимой деформацией пористой среды и др. [c.42]

Разница внутренних давлений но высоте каналов будет еще большей при наложении на эпюру капиллярных давлений энергетической неоднородности поровых каналов. Поэтому при наличии сообщаемости между каналами существует перепад капиллярных давлений. За счет этого перепада давления и возможен капиллярный противоток нефти и воды — менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону по мелким каналам с вытеснением нефти по наиболее крупным каналам в заводненные слои. Причем в один крупный поровый канал нефть может вытесняться из нескольких каналов меньшего сечения одновременно или поочередно в соответствии с балансом расхода нефти и воды и замедлением движения менисков в расширениях каналов. [c.44]

Здесь т]в = (1— СВ—5ост)/(1—5св)—коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных каналах ( св, ост — связанная и остаточная водонасыщенность) т)о = бсрв/бср — коэффициент охвата заводнением нефтенасыщенных слоев при капиллярном про--тивотоке. [c.63]

Вытеснение нефти водой в неоднородных и трещиноватых пористых средах с учетом капиллярной пропитки малопроницаемых зон и блоков можно описать усредненно с использованием так называемой модели среды с двойной пористостью, предложенной Г. И. Баренблаттом и Ю. П. Желтовым в 1960 г. Модель среды с двойной пористостью была применена к задачам двухфазной фильтрации в неоднородных и трещиновато-пористых средах. При этом для задач вытеснения с учетом капиллярных сил был получен тот же качественный вывод, что и из сделанного выше анализа микромеханизма вытеснения протяженность стабилизированной зоны тем больше, чем выше скорость вытеснения. [c.70]

Мур и Слобод, рассматривая вытенение нефти водой из идеализированной модели сдвоенного порового канала, показывают, что в гидрофильном пласте эффективность вытеснения нефти водой и распределение остаточной нефти контролируются только капиллярными силами, если линейная скорость фильтрации не превышает 6,6м/с. Хотя расчетная модель крайне идеализирована, тем не менее она позволяет наглядно проиллюстрировать, насколько значительно влияние капиллярных сил в гидрофильных породах. Исследуя влияние смачиваемости на вытеснение нефти водой на основании анализа экспериментального материала, полученного на гидрофильных пористых средах, Мур и Слобод приходят к выводу, что нефтеотдачу таких коллекторов можно повысить только при скоростях вытеснения, превышающих 10 000 м/год. В этой же работе изложены результаты экспериментов, показывающие, что для извлечения остаточной нефти, находящейся в пористой среде в виде изолированных глобул, градиенты давлений должны достигать порядка 80—100 МПа/м. При этом остаточная нефть становится подвижной только при градиентах давления порядка 8—10 МПа/м. [c.91]

Механизм вытеснения нефти из слоистыхпла-с т о в исследован экспериментально достаточно подробно. Описанию особенностей этого- процесса вытеснения посвящено, много работ. Во всех работах рассмотрено влияние капиллярных, гидродинамических и гравитационных сил на коэффициент охвата и полноту извлечения нефти из слоистых гидродинамически взаимосвязанных пористых сред. На основании многочисленных имеющихся экспериментальных исследований дан анализ влияния капиллярных, гидродинамических и гравитационных сил на эффективность вытеснения нефти из слоистых пластов. Показано, что в слоистых коллекторах происходят капиллярные перетоки жидкостей. [c.101]

Нагнетаемая в такие коллекторы вода под действием гидродинамического градиента давления проникает в высокопроницаемые слои. Из высокопроницаемых слоев под действием капиллярных сил вода в различных направотениях внедряется в малопроницаемые пропластки, вытесняя из них нефть перед фронтом заводнения и в зоны активного гидродинамического дренирования (высокопроницаемые пропластки). При прочих идентичных условиях фильтрации эффект от капиллярного обмена жидкостями в значительной степени определяется скоростью нагнетания воды. При высоких скоростях нагнетания воды, когда водонефтяной контакт в высокопроницаемых слоях значительно опережает фронт заводнения в малопроницаемых пронластках, эффект капиллярного обмена жидкости на фронте заводнения относительно невелик и нефтеотдача в безводный период определяется практически послойной схемой вытеснения. Вытеснение нефти из малопроницаемых слоев происходит в основном в водный период разработки пласта за счет продольного перемещения в них водонефтяного контакта и прямоточного и противоточного капиллярного внедрения воды в различных направлениях из высокопроницаемых пропластков. [c.102]

Таким образом, форма водонефтяного контакта, характеризующая охват пласта вытесняющим агентом в слоистых пластах, при прочих идентичных условиях вытеснения определяется соотношением капиллярных и гидродинамических сил. При вытеснении нефти водой из слоистых пористых сред существует оптимальная скорость фильтрации, соответствующая максимальному коэффициенту макроохвата. [c.102]

Механизм вытеснения нефти водой из трещиновато-пористых коллекторов принципиально не отличается от рассмотренного выще механизма заводнения слоистого пласта. Так же, как при заводнении слоистых пористых сред, эффективность вытеснения нефти водой из трещиноватопористых сред зависит от соотноЩения капиллярных, гидродинамических и гравитационных сил. Однако полнота вытеснения нефти из трещиновато-пористых сред значительно больше зависит от капиллярных проявлений, чем в слоистых системах, поскольку пропускная способность системы трещин, содержащих небольшой процент запасов нефти, несоизмеримо выше пропускной способности высокопроницаемых пропластков в слоистом пласте и геометрические размеры нефтенасыщенных пористых блоков больше толщины малопроницаемых слоев. [c.105]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология