vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
наг. скв. |
экс. экв. |
Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.
Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.
Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.
4. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:
Sнач=1 – Sост.
Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.
Остаточное нефтенасыщение делится на виды:
1)Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;
2)Адсорбированная остаточная нефть;
3)Плёночная остаточная нефть;
4)Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;
5)Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов
вытеснения.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.
Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.
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.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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.
rк |
rп |
r |
Если rп>>rк, 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 dк |
и d |
п |
|
dк |
|
Эти диаметры иначе называются
медианными диаметрами.
dп
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.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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 ( Рк/ Рг).
Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:
%
Стрелка указывает на увеличение grаd(Рг)
grаd(Рг)
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.
Рк/ Рг еа
Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа ( еа).
В зависимости от еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярнозащемлённой нефти: 
Sоr
I |
II |
III |
еа
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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.