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.
 |
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 dп 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.
Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:
Þ Распределение количества ганглий по размерам;
 |
Кол-во
капель
%
размер
Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.
Þ Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DРк/DРг).
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.
DРк/DРг~Nеа
Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (Nеа).
В зависимости от Nеа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:
Sоr
I II III
Nеа
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.
Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.
Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.
