Специальные лабораторные исследования

нефти водой;
Определение фазовых проницаемостей;
Моделирование методов воздействия на призабойную зону пласта

и методов увеличения нефтеотдачи пластов в лабораторных условиях;
Определение упругих и прочностных свойств горных пород

Проводятся в условиях, моделирующих пластовые

флюида
Для расчетов многофазных систем введено понятие фазовой (эффективной) и относительной

проницаемости

Абсолютная проницаемость пористой среды для однородной фазы, полностью насыщающей поровое пространство, является характеристикой самой породы. При этом следует сделать допущение – жидкость не взаимодействует с пористой средой.
При двух- или трехфазном течении проницаемость можно использовать относительно каждой фазы в отдельности. При этом проницаемость для каждой фазы зависит от ее насыщенности.
Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы..
Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости по какой либо из жидкостей или по газу.

i = н, в, г

Qi – объемный расход фазы, F – площадь поперечного сечения, Pi – перепад давление в фазе n,
i – вязкость флюида фазы n, L – длина пористой среды

объемный расход фазы,
F – площадь поперечного сечения
Pn – перепад давление

в фазе n
n – вязкость флюида фазы n
L – длина пористой среды
n = н, в, г

нефтенасыщенность
kн*
kв*

при режиме истощения.
Заводнение – наиболее широко применяемый метод увеличения нефтеотдачи.
Рассмотрим

аналитические методы, позволяющие предсказать поведение процесса несмешивающегося вытеснения.

Цель заводнения:
Поддержание пластового давления.
Вытеснение нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95–100%.

Коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Ее величина переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта.

которых происходит вытеснение.
Пора или микроскопический масштаб
Остаточные или подвижные флюиды в

зависимости от сил поверхностного взаимодействия, смачиваемости, вязкостей, размера пор и их распределения.
Больший, макроскопический масштаб
Поведение флюидов в масштабах лабораторного эксперимента на образце керна. Определяющие параметры это проницаемость, относительная проницаемость, капиллярное давление.
Масштаб месторождения
Распределение флюидов в масштабе месторождения. Неоднородность пласта. Перераспределение флюидов за счет действия сил гравитации

период времени,
- общий объем геологических запасов нефти,

- объем запасов нефти, охваченных заводнением.

- коэффициент вытеснения нефти из пласта – величина, равная отношению количества вытесненной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку.
Отметим, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения величина переменная во времени.

- коэффициент охвата пласта разработкой – величина, равная отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

- первоначальный объем нефти в заводненной области пласта,

- коэффициент заводнения – отношение объема нефти, в охваченной заводнением области пласта к первоначальным запасам в этой области.

пластах-коллекторах
Оценка остаточной нефтенасыщенности

установления стационарного режима
объем вытесненных флюидов равен объему закачанных флюидов
перепад давления

на образце постоянные
определение насыщенности образца
обычно замером сопротивления или взвешиванием
насыщенность – не то же самое, что отношение расходов, при которых закачиваются нефть и вода
повтор процедуры при измененном соотношении закачки нефти и воды

условия установившегося притока.

через
керн. Для оценки проницаемости пользуются линейным законом
фильтрации Дарси, по

которому скорость фильтрации флюида в пористой
среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна
вязкости:
V = Q / F = K P /  L K = Q  L / P F

V – скорость линейной фильтрации, (см/с)
Q – объемный расход флюида в единицу времени, (см3/с)
 – вязкость флюида, (сП)
P – перепад давления, (атм)
F – площадь фильтрации, (см2)
L – длина образца, (см)
K – проницаемость, (мД).

флюиды) керн
фильтруется жидкость, инертная к породе (керосин).

вода. Определение эффективных
проницаемостей проводится на нескольких режимах, но не

менее пяти
(0%, 25%, 50%, 75%, 100% воды в потоке).

Величины эффективных проницаемостей рассчитываются по формулам:
Ko = Qo o L / P F Kw = Qw w L / P F ,

где индекс «o» - нефть (oil), «w» - вода (water).

меньше, чем абсолютная проницаемость.

Пример : Определение абсолютной и эффективной проницаемостей.
Предположим

керн насыщен на 100% и промывается водой. Данные по керну следующие:
F = 2.5 cм2; L = 3.0 cм; Qw = 0.6 см3/с; р = 2 кгс/см2; w = 1.0 сП
К = Q  L / P F = 0.6 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД

Тот же керн насыщен 100% нефтью:
o = 2.7 сП; Qo = 0.222 см3/с;
К = Q  L / P F = 0.222 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД

Тот же керн с водонасыщенностью 70 % и нефтенасыщенностью 30 %
Qo = 0.027 см3/с; Qw = 0.48 см3/с;
Кo = Qo o L / P F = 0.027 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 44 мД
Кw = Qw w L / P F = 0.48 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 288 мД

44 + 288 < 360

значение коэффициента вытеснения.
Коэффициент вытеснения показывает какая доля запасов нефти может

быть вытеснена при помощи заводнения.

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Kro,Krw

насыщенность связанной воды

насыщенность остаточной нефти

диапазон двухфазного течения