Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях

• Автор: Макатров, Артем Константинович
• Шифр специальности: 01.02.05, 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 135 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

1.1 Современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами.

1.2 Обзор лабораторных исследований метода водогазового воздействия на нефтяной пласт.
ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

2.1. Обоснование выбора объектов исследований.

2.2 Моделирование процессов водогазового воздействия в лабораторных условиях.

2.3 Методика проведения физического моделирования и описание экспериментальной

установки
ГЛАВА 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ИЗУЧЕНИЮ РАСТВОРИМОСТИ ЗАКАЧИВАЕМОГО ГАЗА В НЕФТИ.
3.1 Методика проведения исследований по определению физических свойств нефти при растворении в ней закачиваемого газа.
3.2 Описание и анализ результатов исследований по растворимости углеводородного газа в пластовой нефти.
3.3 Выводы
ГЛАВА 4. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ.
4.1 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в карбонатных коллекторах
4.1.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти на примере Онбийского месторождения.
4.1.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи нефти повышенной вязкости на примере Метели некого месторождения.
4.1.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи средневязкой нефти на примере Петропавловского месторождения.
4.2 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах
4.2.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием попутно добываемого газа.
4.2.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием сухого углеводородного газа.
4.2.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием азота.
4.3 Физическое моделирование метода термогазового воздействия в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов.
4.4 Обсуждение лабораторных исследований
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Кроме того, надо учитывать, что при совместной фильтрации трех фаз увеличивается сопротивление пористой среды, и изза повышенных перепадов давления в зоне смеси создаются более благоприятные условия для неточного эмульгированного течения фаз нефтьвода. При низких давлениях межфазное натяжение на границе нефтьметан имеет величину, близкую к межфазовому натяжению на границе воданефть, что затрудняет существование неточного режима течения жидкостей. Поэтому со снижением давления величина прироста коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии уменьшается. В целом, как показали лабораторные исследования, при трехфазном течении в пласте создаются фильтрационные сопротивления в несколько раз больше, чем сопротивления при двухфазной фильтрации. В трехфазных системах газ находится в центральных зонах наиболее крупных пор и каналов, занятых нефтью, и практически не контактирует с водой, поэтому фазовая проницаемость для воды является только функцией водонасыщенности и не зависит от газосодержания. Фазовая проницаемость для нефти зависит как от содержания воды, так и от содержания нефти. Фазовая же проницаемость для газа, в большинстве случаев, зависит только от газонасыщенности . В условиях трехфазной фильтрации происходит снижение фазовой проницаемости как для нефти, так и для воды, по сравнению с фильтрацией в пористой среде только двух фаз. Результаты фильтрационных опытов обычно представляют в виде тройных диаграмм, вершинами которых являются точки 0ной насыщенности. Схематически снижение остаточной иефтенасыщенности при росте газосодержания па трехфазной диаграмме ОФП изображено на рисунке 1. Рис.