Исследование влияния электрохимической активации минерализованных вод на фильтрационные характеристики насыщенных пористых сред (стр. 3 )

Образец нефти 1 характеризуется значительно большей вязкостью, чем другие два образца нефти (μ=127,6 сПз). При контакте этого образца нефти с водой после ЭХВ поверхность раздела фаз оставалась все время гладкой, окрашивания и помутнения раствора не наблюдалось. Уменьшение σнв у этой нефти происходило меньше всего (рис. 6).

Из проведенных экспериментов следует, что основные факторы, которые могут быть использованы для повышение нефтеотдачи при заводнении водой после ЭХВ, коррелируют с характеристиками щелочного заводнения, а именно: снижение межфазного натяжения, увеличение гидрофильности породы, образование эмульсии нефти в воде.

Вторая серия экспериментов – моделирование вытеснения нефти – проведилась на 8 образцах керна, характеристики которых приведены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что для образца 10 значение открытой пористости m больше после его заводнения ЭХВ-раствором. Это единственный образец, для заводнения которого был использован кислотный водный раствор, полученный в результате ЭХВ на пластовую воду. Видимо, вода после ЭХВ растворила некоторую карбонатную часть породы. Для остальных образцов керна существенное отклонение пористости не произошло.

Таблица 2 – Характеристики образцов керна

Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти Квыт для образцов керна представлены на рис. 7.

Для образцов керна известняка заводнение оказалось эффективным, когда была использована вода после ЭХВ с кислотными свойствами (образец 10). При заводнении известняков водой после ЭХВ с щелочными свойствами эффекта не было, что коррелируется с результатами экспериментов по определению капиллярного давления и УЭС.

Прирост Квыт водой после ЭХВ для образцов песчаника наблюдался в четырех случаях из пяти.

Образец керна 5, в котором эффект от заводнения водой после ЭХВ не наблюдался, имеет наименьшую проницаемость. В гранулометрическом составе образца керна 5 содержится повышенное содержание пелитовой фракции – 7,7 %. Известно, что глина поглощает большое количество щелочной компоненты и сильно разбухает. В результате это, по-видимому, уменьшает фазовые проницаемости.

В ходе экспериментов определялись ОФП и регистрировались параметры, необходимые для расчёта функции Баклея-Леверетта. Если проанализировать кривые ОФП для образца 6, то можно отметить следующее (рис. 8): ОФП для нефти в случае вытеснения электрохимически активированной водой с щелочным рН выше, чем в случае вытеснения водой с нейтральным рН; ОФП для воды при прокачке активного водного раствора ниже, чем при фильтрации воды с нейтральным рН; точка пересечения кривых ОФП по нефти и воде при использовании воды после ЭХВ с щелочным рН сдвигается вправо, в область больших значений водонасыщенности, что указывает на гидрофилизацию породы.

Динамика вытеснения нефти, представленная на рис. 9, показывает преимущество заводнения активной водой.

Рис. 7 – Значения коэффициентов вытеснения нефти водой после ЭХВ и водой

Рис. 8 – Зависимость ОФП для нефти и воды от водонасыщенности

Рис. 9 – Динамика изменения коэффициента вытеснения нефти при закачке воды и воды после ЭХВ

В четвертой главе приводятся результаты численной реализации математической модели вытеснения нефти агентами, полученными путем ЭХВ на пластовые воды. При решении задачи использовался метод конечных разностей. Задача состоит в следующем.

Через скважину проводится закачка оторочки воды после ЭХВ с щелочным рН, которая в последующем вытесняется обычной водой. Динамика движения оторочки раствора в пласте рассматривается с учетом адсорбции активного агента пористой средой. Необходимо найти распределение водо - и нефтенасыщенности, концентрации активного агента и давления в пласте.

Уравнения неразрывности для фаз (1 – вода, 2 – нефть) и активного агента (гидроксид натрия NaOH) имеют вид:

где p – давление, s – водонасыщенность, С – концентрация активного агента в растворе, Г – коэффициент Генри, k – абсолютная проницаемость, q – удельный расход скважины, f1(s) и f2(s) – относительные фазовые проницаемости, μ1 и μ2 – вязкости воды и нефти соответственно.

Эта система уравнений решалась при следующих краевых условиях:

; , ; , ;

, .

Здесь t0 – время закачки электрохимически активированной воды с концентрацией NaOH С0.

Для проведения расчетов составлена программа численного интегрирования системы уравнений приведенной выше модели при следующих базовых значениях параметров: m=0,2; k=0,5 мкм2; s01=0,1; μ1=1,51 мПа×с; μ2=20 мПа×с; pс=10 МПа; =5 МПа; Г=0,1; С0=0,0005; l=100 м; h=5 м; t0=10 сут.; rс=0,06 м. Для нахождения насыщенностей и концентрации использована явная схема, а для нахождения давления – неявная. При расчетах использованы зависимости ОФП от водонасыщенности, полученные на основе аппроксимации результатов лабораторных экспериментов (рис. 8). Таким образом, для случая вытеснения водой после ЭХВ имеем:

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4