Фильтрация в смешанно-смачиваемых пористых средах и проблема повышения нефтеотдачи

• Автор: Доманский, Андрей Владимирович
• Шифр специальности: 05.13.18
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Новосибирск
• Количество страниц: 181 с. : ил

Оглавление

2.4.1 Свойства монотонности обобщенных решений.

2.4.2 Стабилизация решения задачи при известном перепаде давлений

2.4.3 Стабилизация решения задачи при известном суммарном потоке

2.4.4 О конечности времени стабилизации решений.

Глава III, Эффект капиллярного запирания

3.1 Капиллярное запирание вытесняемой фазы

3.1.1 Капиллярное запирание в горизонтальном пласте.

3.1.2 Капиллярное запирание с учетом гравитационных сил.

3.1.3 Капиллярное запирание при упругом режиме фильтрации.

3.1.4 Капиллярное запирание в неоднородной пористой среде.

3.2 Экспериментальное изучение эффекта капиллярного запирания.
3.2.1 Физический эксперимент по линейному вытеснению
3.2.2 Численный эксперимент по линейному вытеснению.
3.2.3 Сравнение результатов расчета и эксперимента
Глава IV. Фильтрация в смешанносмачиваемой пористой среде
4.1 Капиллярное давление в смешанносмачиваемой пористой среде
4.2 Стационарная фильтрация в смешанносмачиваемой среде
4.2.1 Вытеснение в однородной смешанносмачиваемой пористой среде
4.2.2 Вытеснение в неоднородной смешанносмачиваемой пористой среде .
4.3 Нестационарная фильтрация в смешанносмачиваемой среде
4.3.1 Алгоритм и численное решение нестационарной задачи
4.3.2 Эксперимент и его сравнение с численным решением
4.4 Влияние смачиваемости пластовых пород на приток и нефтеотдачу.
Глава V. Несовершенные скважины.
5.1 Гидравлический разрыв в продуктивном пласте .
5.1.1 Гидравлический разрыв в однородном пласте.
5.1.2 Гидравлический разрыв в слоистонеоднородном пласте.
5.1.3 Гидравлический разрыв в неоднородном пласте .
5.1.4 Оценка влияния капиллярного запирания фильтрата.
5.2 О коэффициенте совершенства скважины
Оглавление
5.2.1 Несовершенство скважины но характеру вскрытия.
5.2.2 Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия.
5.2.3 Результаты численных расчетов притока к несовершенной скважине
Глава VI. Виброобработка прискважинной зоны пласта
6.1 Модель вибровоздействия и численный метод решения.
6.2 Расчет вибровоздействия на прискважинную зону пласта
Глава VII. Кислотная обработка прискважинной зоны пласта
7.1 О модели кислотной обработки прискважинной зоны пласта
7.2 Метод численного решения задачи и результаты расчетов.
Заключение
Литература


Опыт состоит в том, что керн или образец, насыщенный водой, помещают на полупроницаемую мембрану, также насыщенную водой. В пространстве над образцом и вокруг его боковой поверхности которая может быть и изолирована находятся нефть или газ. Затем повышают давление в нефти или газе ступенчатым образом. На каждом этапе повышения давления ожидается установление равновесных положений менисков раздела фаз. Эти положения отвечают определенному радиусу пор, при котором сила поверхностного натяжения на границе раздела фаз уравновешивает приложенный перепад давления. Рк
Каждому положению равновесия соответствуют некоторые значения радиуса пор т и давления рк , которые определяются насыщенностью образца вытесняемой фазой при приложенном перепаде давления. Таким образом, каждому значению капиллярного давления рк отвечает определенное значение насыщенности вытесняемой фазой. В итоге строится экспериментальная кривая зависимости капиллярного давления от насыщенности, называемая кривой вытеснения или дренирования. Характерный вид кривой вытеснения для природных песчаников воспроизведен при помощи сканера из работы i Л. М., . Глава I. Заметим, что получаемая но такой методике кривая капиллярного давления является по сути интегральной характеристикой, определяемой по объему образца, и не учитывает наличие или отсутствие сплошности потока каждой из фаз. Ее особенностью является резкий рост капиллярного давления при уменьшении насыщенности вытесняемой фазой. Этот факт часто интерпретируется как существование некоторого ненулевого асимптотического значения насыщенности вытесняемой фазой остаточной неснижаемой водонасыщенности, при котором капиллярное давление становится бесконечно большим. Оценим возможное максимальное значение капиллярного давления в природных условиях для системы породанефтьвода. Пример 1. Пусть минимальный радиус пор г 7м, поверхностное натяжение а 3 нм , угол в й. Тогда по формуле Лапласа получим, что р 0. МПа . Такой же по порядку величиной перепада давления ограничивается и эксперимент но определению кривой вытеснения. Поведение кривой капиллярного давления при больших перепадах давления неопределено. Обратимся к рис. Здесь графики капиллярного давления получены для образца с проницаемостью к 0. МПа. Эту величину примем за характерное капиллярное давление. Поделив на нее значения капиллярного давления1 на рис. На рис. Видно хорошее совпадение кривых, особенно на участке резкого роста значений капиллярного давления. Отметим, что кривая на рис. Па. Глава I. Рис. Совмещенные графики. Это означает, что в функции Леве1етта не следует учитывать величину ненулевой остаточной неснижаемой водонасыщенности, приняв ее в качестве значения абсциссы асимптоты графика. Заметим, что порядок роста при малых значениях насыщенности у графика функции капиллярного давления высокий, поэтому при реальных значениях перепада давлений всю вытесняемую фазу удалить из образца пористой среды нельзя. Это обстоятельство и обуславливает наличие остаточной неснижаемой водонасыщенности, которая в действительности зависит от гидродинамического перепада давлений и коллекторских свойств пласта. Зависимость от таких свойств наглядно иллюстрирует график 2 на рис. В работе Баренблатта Г. И., Ентова В. М., Рыжика В. М. предлагается считать, что при достижении некоторого значения остаточной водонасыщенности, определяемого соответствующим радиусом кривизны капель воды, капиллярное давление и функция Леверетта стремятся к конечным значениям. Это согласуется с проведенными выше рассуждениями. Отсюда следует вывод. При моделировании процессов двухфазной фильтрации нет оснований вводить в получаемую при вытеснении функцию капиллярного давления кажущуюся асимптоту, задаваемую величиной остаточной неснижаемой водонасыщенности. Функции относительных фазовых проницаемостей определяются либо экспериментально, либо теоретически в рамках некоторых предположений о характере порового пространства и достаточно хорошо аппроксимируются степенны ми зависимостями от насыщенности .