«Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина»

УЧЕТ ОСМОТИЧЕСКОГО НАБУХАНИЯ ГЛИН ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ

УДК: 622.276
DOI: -

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Ключевые слова: глинистый коллектор, течение в пористой среде, осмотическое набухание, перколяционное моделирование.

Аннотация:

Проведен анализ осмотического процесса набухания на границе между закачиваемым агентом и глиносодержащей породой, что позволило получить зависимость фильтрационно-емкостных характеристик коллектора от коэффициента глинистости и минерализации закачиваемой воды. Полученные зависимости показывают, что со снижением минерализации закачиваемого агента происходит преобразование структуры порового пространства: растет доля «тонких» пор за счет снижения доли «толстых», уменьшается дисперсия функции распределения пор по радиусам, а также уменьшается пористость. На основе микромеханического описания процесса течения жидкостей в решеточной модели пористой среды получены аналитические зависимости кривых относительных фазовых проницаемостей в зависимости от концентрации солей в закачиваемом флюиде. Проведено моделирование процесса двухфазного течения в глиносодержащей пористой среде ньютоновских жидкостей, одна из которых представляет собой раствор электролита. Исследовано влияние параметров пористой среды и нагнетаемой минерализованной жидкости на процесс вытеснения нефти.

Список литературы:

1. Tang G.-Q. & Morrow, N.R. Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1999, no. 24, p. 99-111.
2. Morrow N., Buckley J. Improved oil recovery by Low-Salinity Waterflooding. SPE 129421.
3. Austad T., Rezaeidoust A. & Puntervold T. Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs. SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, 2010. USA: Society of Petroleum Engineers.
4. Ханин А.А. Породы и коллекторы нефти и газа и их изучение. — М.: Недра, 1969. — С. 140-141.
5. Wilcox R., Fisk J. Test show shale behavior, aid well planning. Oil and gas J., 1983, 12/IX, v. 81, no. 37.
6. Румынина В.Г. Оценка влияния атомно-промышленного комплекса на подземные воды и смежные природные объекты. — С-Пб.: Изд-во С.-Петербургского университета, 2003. — С. 85-90.
7. Кадет В.В. Методы теории перколяции в подземной гидромеханике. — М.: центрлитнефтегаз, 2008. — 96 c.
8. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой//Геолого-геофизические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи. — М.: ВНИГНИ, 1981. — Вып. 228. — С. 59-79.
9. Хавкин А.Я., Алишаева О.М. О влиянии минерализации пластовых вод на фазовые проницаемости и выбор оптимальной технологии полимерного воздействия на нефтяной пласт. — М.: вниинефть, 1983. — 11 с.
10. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. — М.: Недра, 1993. — 408 с.
11. Зарецкий С.А., Сучков В.Н., Животинский П.Б. Электрохимическая технология неорганических веществ и химические источники тока. — М.: Высшая школа, 1980. — 34 с.
12. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. — М.: 1-й ТОПМАШ, 2006. — 247 с.
13. Уляшева Н.М., Ивенина И.В. Влияние ионной силы раствора на скорость увлажнения глинистых пород//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2010. — № 4. — С. 28–30.
14. Макеева Т.Г. Методические новации для уменьшения погрешности определения плотности твердой фазы дисперсных грунтов стандартным методом // Естественные и технические науки. — 2009. — № 5. — С. 231-243.
15. Храмченков М.Г., Эйриш М.В., Корнильцев Ю.А. Изучение структурных изменений и термодинамическая модель фильтрационных свойств глинистых пород//Изв. РАН. Геоэкология. — 1996. — № 5. — С. 65-73.