Процессы фазового вытеснения жидкостей

При проведении исследований с использованием пластинча­той модели пласта в процессах фильтрации воспроизводилось фазовое вытеснение различных жидкостей. В качестве флюидов использовали дистиллированную воду, трапную нефть Южно-Введеновского месторождения АНК "Башнефть" вязкостью 8,3 мПа-с и модель нефти из смеси керосина с вазелиновым маслом вязкостью 2,8 мПа-с.

Пластинчатая модель среды пласта позволяла осуществлять визуальное наблюдение процессов вытеснения фаз и сопостав­лять наблюдаемые эффекты с перепадом давления на модели.

В опытах использовали однородные и неоднородные моде­ли, на которых проводили вытеснение нефти и ее моделей во­дой, а также воды - нефтью, воды - моделью нефти. В ходе фильтрации из полностью насыщенной пористой среды осу­ществлялось вытеснение противоположной фазой. Визуально наблюдали формирование фронтов вытеснения размытой структуры. По достижении движущейся структуры фронта среднего участка модели включали излучатель упругих коле­баний.

На рис. 3.1.7 показаны кривые изменения перепада давле­ния при вытеснении модели нефти из однородной пористой среды водой, полученные в ходе опытов без вибрации (кривая

Ар, кПа

»/25 F/F_nop

Рис. 3.1.7. Динамика перепада давления при вытеснении модели нефти водой из однородной пористой среды. Параметры пористо-пластинчатой модели: средний диаметр пор d = 6 мкм; проницаемость к = 0,11 мкм²;

пористость т = 23,6 %:

1 — без воздействия упругими колебаниями; 2 — /= 350 Гц,./=1,5 Вт/м², ^ = = 3 м/с²,

£ = 0,6 мкм; 3 -/= 450 Гц, J= 18 Вт/м², % = 13,6 м/с², £ = 1,7 мкм

i) и с наложением упругих колебаний различных уровней (кривые 2 и 3).

В начальные моменты времени процесса вытеснения (кривая 1) рост перепада давления незначителен. Этим моментам про­цесса фильтрации соответствует наблюдаемое на прозрачной модели движение фронта вытеснения неразрушенной структу­ры. По мере продвижения фронта вытеснения и разрушения его структуры перепад давления на модели резко возрастает. По мере вытеснения основного объема нефти перепад давле­ния уменьшается и по завершении вытеснения стабилизирует­ся при значении, соответствующем фильтрации воды по по­ристой среде с большим содержанием защемленной недовы-тесненной нефти.

Наложение упругих колебаний первого уровня (^ =

= 3 м/с², ^ = 0,6 мкм) в момент времени развития фронта вы­теснения разрушенной структуры (кривая 2) приводит к за­медлению роста перепада давления. При визуальном наблюде­нии в это время отмечается "упрощение" структуры фронта вытеснения - выравнивание границ контакта воды и нефти в

пористой среде. После завершения процесса выравнивания фронта вытеснения до состояния, близкого к "поршневому", перепад давления вновь возрастает, а по завершении вытесне­ния падает до стабильного значения, которое соответствует вытеснению существенного объема добавочной нефти из по­ристой среды.

Воздействие на процесс вытеснения упругими колебания­ми второго уровня (^ = 13,6 м/с², Ь, = 1,7 мкм) вызывает еще

более выраженное развитие уже описанных явлений в ходе фильтрации (кривая 3).

На рис. 3.1.8 показана наблюдаемая эволюция фронта вы­теснения нефти водой до и после наложения поля упругих ко­лебаний.

Аналогичные явления наблюдаются и при вытеснении воды моделью нефти.

При наблюдении процесса вытеснения фаз на участках не­однородности по проницаемости обнаруживается ряд новых явлений. На рис. 3.1.9 представлены кадры фотосъемки про­цесса эволюции фазовых границ на участке модели с неодно­родностью при вытеснении воды нефтью.

Излучатель упругих колебаний с параметрами £ = 11,8 м/с²,

£, = 5,2 мкм включали в момент прорыва языка нефти на участ­ке с неоднородностью (см. рис. 3.1.9, а). Этому соответствует скачкообразный рост перепада давления на модели. Включе­ние упругих колебаний вызывает замедление роста перепада давления. Продвижение "языка" прорыва нефти приостанавли­вается, а участок неоднородности начинает насыщаться неф­тью (см. рис. 3.1.9, б). Темп прироста вытесняемой нефти,

Включение поля колебаний

Рис. 3.1.8. Эволюция фронта вытеснения нефти водой на пластинчатой модели пористой среды. Параметры пористой модели: средний диаметр пор

4 = 6 мкм; проницаемость к = 0,11 мкм²; пористость т = 23,6 %.

Положения: ti — tj — до воздействия, t% — tg — после включения поля упругих коле­баний

Рис. 3.1.9. Кадры фотосъемки процесса эволюции фазовых границ на уча­стке модели пласта с неоднородностью при вытеснении воды нефтью:

а — до включения воздействия; б, в — после включения поля упругих колебаний

фиксируемый на выходе из модели, увеличивается. В третьей фазе данного явления фронт насыщения участка неоднородно­сти "догоняет" основной фронт вытеснения и далее процесс вытеснения носит "поршневой" характер (см. рис. 3.1.9, в).