• / 113
  • 下载费用:5 下载币  

水驱油机理

关 键 词:
油机
资源描述:
1 水驱油机理 油藏排驱过程中的力  微观水驱油机理 宏观水驱油机理 毛管数及其意义 粘性指进与舌进 影响水驱采收率的因素概述目的:向地层补充能量的驱替方法。水驱采收率(E)概念:指宏观扫油效率与微观驱油效率 的乘积,即:E=于面积扫油效 率乘体积扫油效率,约5030 故,水驱采收率约为15il 始石油地质储量。剩余油:水驱后,因水未波及到的区域而留在地下的原油。残余油:水驱后,水波及区域所滞留在地下的原油。剩留油:水驱结束后,水波及和未波及区域的残余油和剩留油的总合。油藏排驱过程中的力 面张力和界面张力 油藏中的油和水是非混相流体,它们共存于多孔介质中,与油水相有关的界面张力将影响相的分布、相的饱和度和相的排驱。 表面力即表面抗张力。用表面张力σ来确定表面力的大小,表面力指表平面的单位表面长度上的作用力。是对长度为位长度上的法向力(F/L)就是表面张力,通常用 表面张力与产生新的表面所要作的功有关。假定,生的新的表面是作的功可表示为: W= (者, W=σ ( 式中,是表面受力长度;σ即面张力;生附加表面所需要作的功与界面张力成正比,σ就是表面能。 定义表面张力的力和长度  (  r 毛细管测表面张力示意图用毛细管测定某一液体界面张力的方法很简便。半径为管中水将升到某一高度,并且因为力的差异会产生一弯液面。静态条件下, 力是通过作用在液柱上的重力所平衡:表面张力向上的垂直分力×润湿周长=作用在液柱上向下的重力。即: σg (1 式中,r:毛细管半径, h:毛细管中水的上升高度, ρw、ρa:分别为水和空气的密度,g/ g:重力加速度,980cm/ θ:水和毛管之间的接触角。 为了计算界面张力,方程(写为: 岩石润湿性 润湿性是在另一种流体存在时,某一种流体在固体表面的铺展或粘附的倾向性。当两种非混相流体与固体表面接触时,某一相通常比另一相更强烈地吸引到固体表面,更强烈的这一相称润湿相。当两种非混相流体与固体表面接触时,通过确定界面张力,可以定量分析润湿性。 σσ σow ( σ固和油水之间的界面张力,θ为接触角。 σ 油 油、水、固界面间的界面力 毛管压力 毛管中因为两种不互溶流体中的界面存在张力,在分界面上存在压力差,这个压力差称为毛管压力—种流体中有一种流体比另一种流体更优先地润湿固体表面。毛管压力可以表现为毛管中液体上升或下降行为,上面的液体是油,因为水完全润湿玻璃毛管,所以表现为毛管中液体上升。 油 界面力导致的毛管压力图 生的力平衡如下: a+ρ ( 和 a+ρog(h1+h)- ρ ( 式中,大气压, h1、h:为图中液体的高度, ρo、ρw:分别为油水密度, g/ g:是重力加速度,980cm/ 水的压力可以通过穿过油的总压头减去水头计算得到。容器中油水界面处的压力,采用与毛管中相同高度水的压力值,用方程((,则: h(ρg= ( 毛细管压力可能是正值,也可能是负值,主要依优先润湿性而定,非润湿相中的压力较大。在前面已了解油水的界面张力,通过换算毛管压力为: ( 毛管压力与液/液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压力可以是正值,也可以是负值;符号仅仅表示毛管中相压力较低。具有较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数,当毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时,毛管压力一点非常重要。 rP  孔隙介质中的粘滞力是以流体流过介质时所出现的压降大小反映出的。计算粘滞力大小的最简单近似方法是考虑把一束平行毛管作为多孔介质,则以层流的方式通过单根毛管的压降可由 ( 孔隙介质中的粘滞力可根据达西定律表示为: (gr 8  观水驱油机理 油水是两种不互溶液体,其界面张力高达30m。油层是高度分散体系,界面性质对油水流动有着关键影响,特别是毛管力对油的滞留和排驱有着主导作用。油层岩石是由几何形状和大小极不一致的矿物颗粒构成的,形成一个复杂的空间网络,且矿物颗粒的组成也不完全相同,这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性,增加了水驱油的复杂性,直接影响微观水驱油效率 通过分析微观水驱油机理,了解水驱残余油的形成、滞留和排驱,本节在单孔隙模型和双孔隙模型的基础上,说明残余油的形成和捕集。驱油效率( 义:油藏被水波及的体积内,水驱替的油量与波及体积内原油地质储量的比值,又称为洗油效率。驱油效率总是小于1。  隙介质中原油的捕集 孔隙介质中原油或其它流体的捕集作用不是非常清楚,同时也不能以数学的方法给以精确的描述,但已知捕获机理依赖于: 1)孔隙介质的孔隙结构; 2)与润湿性有关的流体 3)界面张力反映的液毛管中的水驱油 油水是两种不互溶液体,其界面张力高达30m。油层是高度分散体系,界面性质对油水流动有着关键影响,特别是毛管力对油的滞留和排驱有着不可忽视的作用。油层岩石是由几何形状和大小多极不一致的矿物颗粒构成的,形成一个复杂的空间网络,矿物颗粒的组成不完全相同。这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性,增加了水驱油的复杂性,直接影响微观水驱油效率 尽管单孔隙模型与实际的油藏相比,可能相差甚远。但是它仍然是一种有用的概念。们先研究一根等直的柱形毛细管。设毛细管的半径为r,油水界面的表面张力为σ,油—水界面弯液面的曲率半径为R,则弯液面两恻的压差(即毛细管压力) (中,为接触角。  柱形毛细管中系处于平衡状态。亦即,油、水两相处于静态平衡。如果,r=1μm,σ=5mN/m,θ=0(表示毛细管表面完全为水所润湿),则: ×5mN/m×10 =1040 显然,如欲改变油—水相的静态平衡,而使油水两相在毛细管中流动,则所施加的压力必须大于就是通常所说的克服毛细阻力。σx 接触线 毛管中弯液面上的力平衡 毛细管是非等径时,油滴两侧的曲率半径为面均为轴对称,接触角也相同,则在1点和2点位置,油滴处于静力平衡状态,则: ( 如果要使油滴移动,由于r1>以在1点需要有一正压力方能把油滴推过喉道2的笮口。如 变直径毛细管内油、水的界面示意图)11(121   221 / ( 显然,欲使油滴移动的压力,大抵与孔隙喉道半径如,μm,σ=5mN/m,油和水性质同前,则要将此油滴推过孔喉的压力必将大于10在假定这些形态相同的非等径孔隙的平均长度m ,每个孔隙中都有一个 油滴,欲使每个油滴能够移动,则所需的压力梯度为: 十分明显,这样大的压力梯度,对任何一个油藏的储层都是无法建立的(除非通过增产措施,比如,压裂)。也就是说,要使油滴移动必须降低所需的压力梯度。m,亦即,要把界面张力减小2×104倍。 2001050/10/)( 6421   在水润湿岩心中被俘留的剩余油呈多种形态(如珠状或滴状),并被封闭在单孔隙或多个孔隙中。当流动水施加在油上的力不能克服水优先润湿产生的毛细管力时,原油就会被捕留住。 pA p1 并联毛管中的水驱油(a)(b) (c) 在半径分别为孔隙相连形成并联孔隙。对此例来说,油水两相的粘度和密度是相等的。假设孔隙1比孔隙2小。如果一个孔隙中的驱替速度比另一个快,而且相就会俘留。 并联孔隙模型中的捕获作用,可依据渗流的元体模型,估算每一个孔隙中的水的流速和毛细管力来模拟。如果两相的密度都不变,各相的渗流都是稳定的,而且可依据表达圆管中层流的么,由渗流流体和孔隙壁之间的粘滞力引起的压力降就可由以下方程式求出: ( 式中于孔隙被水优先润湿,就会在油水界面两边的水和油之间形成压差。方程式(明油相压力大于水相的力: (21 111 8 r   如果我们考虑水进入孔隙1后A、: 式中, 水相中由粘滞力引起的压力降; 毛细管力引起的界面两边的压力变化; 由粘滞力引起的油相中的压力降。 对于孔隙1将方程式((入方程式(,即可得到方程式( ( 因为: 则: ( 21 1121 1 8r      121 18   方程式(边的两项的数值是有用的。m /s 、孔隙的长度为500 μm ,界面张力为30mN/m),接触角θ为零。121 18   ( 水润湿孔隙中,m /s 时,粘滞压力降同毛细管压力降的对比2/8 隙半r(μm) 粘滞压力降(毛细管压力△a) 总压降a)4000 2000 000 400 200 00 值和负值的压力降。两孔隙中同时驱替时,速度只有在△可能发生。由于r2>有当△发生同时驱替。 孔隙1 孔隙2 △ △ △半径为触角为θ的界面的曲率半径由方程式(导。 (  孔隙2在驱替时的前进 与后退接触角 如果油珠处于静态平衡,但临近于开始运动的话,示: )  ( 因为θR<θA,所以程式(示当存在接触角滞后现象时,使油珠流动所需的最小压力。 多孔隙网络体系 油藏岩心对油的俘捕,并不只限于单孔或孔隙对子。实际上,大量的俘留是在多孔隙的网络体系内, 显然,在实际的多孔隙体系中,如所施加的压降能够克服毛细阻力,从而引起流体流动。此时,粘滞力和毛细力则将控制流体的状态。如果连续的油丝或油块渗过多孔介质,由于毛细力和粘滞力的综合作用,可能在经过孔喉或隘口时液流断裂或被隔断,出现孤立的毛管式油滴, 顺便指出,在多孔隙网络体系中,由于影响因数甚多,微观排驱机理复杂,尚有待于进一步研究。 水相 pw 相 po 的渗流方向 △L 被俘留的油滴形态 润湿性对圈闭的影响 早期描述的模型和实验数据基于非湿相的圈闭,在一定程度上相的润湿性会影响捕集的性质和大小。润湿性作用的一个重要例子,是不对称相对渗透率曲线,水饱和度,%a) 强水湿岩石 水饱和度,%b) 强油湿岩石 油 油 水 水 相对渗透率,分数 相对渗透率,分数 润湿性对相对渗透率曲线的影响 当湿相被圈闭时,它被固相周围的薄液层束缚在相互连接的小裂隙或缝隙中,润湿性和圈闭相的物理位置决定了孔隙介质中产生圈闭的长度或距离。 排驱非湿相时,非湿相以孤立油滴或油丝的形式被圈闭,且占据在大孔隙中,粘滞力和毛管力的竞争,导致在 短的距离内发生圈闭。 当非湿相驱替介质捕集了湿相时,将在较长的距离产生圈闭,出现较早的水突破现象。 油滴能否流动不仅取决于油滴两瑞人工建立的压力降,而且,取决于弯液面上附加毛管阻力,即取决于施加在油滴上的动力和阻力。用压力梯度ΔP/为油滴长度,Δ关于阻力,按照式(它与σ、毛管半径和动力滞后有关。除σ外,其它都是难于确定的量,所以,定量描述阻力往往只涉及σ。 对于一定性质的孔隙介质,毛管数定义为 ,用 v 表示在一定润湿性和一定渗透率的孔隙介质中两相流动时,排驱油滴的动力,即粘滞力阻力σ之比。 vN c  (残余油饱度同毛细管力和粘滞力的相关关系 残余油饱和度对拘留作用存在的毛细管力和粘滞力的依赖性已论证过。而且,议将残余油饱和度视为代表粘滞力同毛细管力之比的无量纲数组的函数,方程(出了数组的定义,即:  w毛细管力粘滞力 雷露头砂岩 岩心中水突破时含油饱和度 与饱和度(突破时) 研究过6种不同的砂岩和灰岩的体粘度和渗流速度对所有的岩样都做了处理以使其变成强水湿。程式(的速度ν,在恒定速度注水时,变为v/(加入一个代表粘度的影响项可以减少数据的分散性。经修正过的毛细管数,在注水速度恒定时,用方程式(逼近:  样品号 样品来源 因次,)(w   图 流体粘度、种 岩样的 有砂岩相关关系都有一个特征动向: 在线较平缓,残余油饱和度变化不大,这是普通水驱油的毛管数范围,是毛管力对排驱起支配作用; 每种砂岩的拐点都不一样,随余油饱和度下降,在相驱)性指进出现的评判标准 虽然已经提出了几种描述多孔介质中非混相驱替过程中粘性指进的模型,但虑一线性的、溶剂混相驱油体系,动是单相的,并且重力对流动没有影响。在当前时间下,溶剂前缘沿流动路径位于 流动边界区域由虚线所示,在前缘位于的位置,溶剂前缘出现了一个小的紊乱或突起部。 长度参数ε表示相对于乱形态或小排驱形态清楚地表明,在曲曲弯弯流道的多孔介质中的排驱过程,将发生粘性指进。 分析的焦点是确定ε随时间增加的条件,因为,ε随时间增加,那么前缘将不稳定;例如,沿前缘会形成粘性指进。在ε不增加或缩减的条件下,前缘稳定或可维持平坦的前缘。 溶剂 油 粘性指进定量确定的流动模型 分析过程是通过检测不同区域的流动阻力来完成的。如果假设油和溶剂的阻力是连续的,在未伸出的区域应用达西方程,则有: k ()()(    式中: (Δp)从置到 (Δp)从入口到 置的压力降; u—表观(缘速度; k—孔隙介质的渗透率; μo—油的粘度; μs—溶剂的粘度。已知: u=ф(( ( Δ义为(,设 M=μo/μs,前缘速度为: ( 在伸出的流动区域,同样应用达西方程,则: ( 假设εl 称为不利流度比,M ≤l 称为有利流度比 。 油 油 水 水 图 水驱油的重力模型 (b) (a) 在均质的单一地层中,排驱流体与被排驱流体之间的重力分离也将引起舌进。如水驱油,水将沿油层下部凸入油区;若在水平地层中进行气驱,气体将沿油层上部凸大油区。 中(a)图是低速排驱,们表示速度对重力舌进的影响。重力舌进在厚油层中更为明显。 前缘提前突破对波及系数的影响 粘性指进和舌进都引起前缘提前突破,它们是影响波及系数的主要因数。 前缘突破后,在生产井和注水井之间构成一条低阻抗的流道,水主要进入这一流道。 注水速度一定,必将降低其它流道的注水量。这时,大部分水仅无效地穿过油层,不能发挥排驱剂的作用。 若排驱为活塞式推进,可以利用式(算突破后注入水在高低渗透层的分配比,即: (中: —水在油层中的活塞式推进的前缘速度; —参与流动的孔隙体积( 完全排驱, 不完全排驱。 L—油层模型的长度; x—油水前缘到达位置; —水驱内水的相对阻抗; —油区内油的相对阻抗。   )( )1( s )1(  式中: 、 —分别为高低渗透层流速; 、 —分别为高低渗透层的渗透率。 过大的分配比预示大部分水进入了高渗透层,影响突破后波及系数继续提高,最终影响Uk wl ([  h 1k (水驱采收率的影响因素 影响原油采收率的因素相当复杂,根据其定义,采收率主要由微观驱油效率和宏观驱油效率两个因素决定。实际上,这两个因素包括了许多内容,即微观岩性组成、微观孔隙结构;宏观地质特征;岩石润湿性;注水方式和注水速度等。如何减缓或消除这些影响因素,是面从微观驱油效率和宏观驱油效率的角度,分别讨论影响或制约水驱采收率的主要因素。 油藏流体粘度 水驱过程中,油、水粘度差是影响采收率的一个重要因素,其粘度比是一个相当重要的指标。 μo/μw 5.87 21.5 41.6 82.0 115.0无水采收率 56.2 42.5 18.5 14.5 13.0 μo/μw 表面性质 不同注入倍数时的采收率(%) 采收率变化值无水期 0.5 1.5 2.5 28.550 油湿 8.7 14.5 21.0 26.55 油湿 12.6 30.0 48.8 54.5对层内非均质性突出的实际油层,油水粘度比的影响就更为明显,它可使层内的非均质性对开发效果的影响更加尖锐地反映出来。 润湿性对采收率的影响 这种影响是由岩石对油和水的润湿性不同所引起的。由此导致有的油层岩石亲水或偏亲水,有的亲油或偏亲油,或者一部分亲水另一部分又亲油。在水驱油的过程中,水易于驱净亲水油层内的油,而对亲油油层内的则难以驱净。 根据油田开发实践的统计资料,亲油油层的采收率目前只有45%左右,而亲水油层的采收率有的则可达到80%。 表面性质对开发效果影响的试验数据表表面性质 不同注入倍数时的采收率(%) 采收率变化值无水期 0.5 1.5 2.5油湿 8.7 14.5 21.0 26.0 10.05.4水湿 14.0 29.2 42 51.2粘滞力和毛细管力的影响 粘滞力与毛管力的比值为毛管数,定义毛管数的优点在于可将各物理量与驱油效率之间的关系量化,通过排驱实验可得到它们的定量关系。 改变粘滞力和毛细管力对水润湿岩石的残余油饱和度的影响[,通过增加驱替相的驱替速度和(或)粘度可以改变粘滞力。将醇类加入流体可以减小界面张力(从而改变毛细管力。 水润湿岩心内水驱油试验中粘滞力和毛细管力对残余油饱和度的影响 岩石物质 不同岩心的残余油饱和度( 基础情况 驱替速度 μo/μw= 0 改变粘滞力 提高驱替速度= 增加驱替相粘度 μo/μw=驱替速度仍为 改变毛细管力 油藏岩石的非均质性(包括宏观的非均质性和微观的非均质性)对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都有很大的影响。 1)油藏纵向上渗透率的非均质性 油藏的渗透率,可以把它视为一个张量。渗透率的非均质性,实际上包括两方面的含义:1)具各向异性的方向渗透性率,亦即就某一点的渗透率而论,由于测量方向不同其数值不同;2)非均质性,即从一点到另一点的渗透率不同。它与岩石的组成、颗粒的形状、大小、胶结的类型、堆积的方式等等有关。 油层渗透率在纵向上的变化,往往导致油层水淹的不均匀性。这是因为注入水沿着不同的渗透率层段,推进速度的快慢各异。实践表明,渗透率的级差(即最大的渗透率/最小的渗透率)增大,常出现明显的单层突进,导致水淹厚度小,波及效率低,对采收率带来极为不利的影响。2)平面上各向的非均质性 如用以表征平面上的各向异性。在比较理想的情况下,流度比M=1,而布井的方位与者布井的方位与时按5点和排状方式布井,它们的波及系数如何?下面了解一下布井的方位与据研究,注水的波及系数与 波及效率与kx/ 排状井网1 五点井网△ 注水井○ 生产井波及效率% kx/kY kx kY kx 用以表征平面上的各向异性。 排状布井时如果分容易形成水窜,波及系数也就很低
展开阅读全文
  石油文库所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
0条评论

还可以输入200字符

暂无评论,赶快抢占沙发吧。

关于本文
本文标题:水驱油机理
链接地址:http://www.oilwenku.com/p-19858.html
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服客服 - 联系我们
copyright@ 2016-2020 石油文库网站版权所有
经营许可证编号:川B2-20120048,ICP备案号:蜀ICP备11026253号-10号
收起
展开