Зависимость нефтеотдачи от температуры при капиллярном вытеснении нефти пластовой водой

Лабораторными исследованиями установлено, что капиллярная пропитка происходит как при низких, так и при высоких температурах, однако с повышением температуры этот процесс значи­тельно ускоряется. Если при 100° С из образца вытесняется 62% нефти, то при температуре 200° С — 75% нефти, что объясняется существенным изменением поверхностных и смачивающих свойств системы нефть — вода — порода.

Относительно высокие значения нефтеотда­чи в процессе капиллярного вытеснения даже при низких значениях температуры получены на образцах с очень высокой проницаемостью (2,1 мкм²). В образцах, представленных низкопрони­цаемыми породами, капиллярные процессы при тех же температурах значительно ослаблены, хотя тенденция практически остается той же. Поэтому промысловым опытным работам долж­но обязательно предшествовать изучение различ­ных физических процессов, возникающих при термических методах воздействия на пласт, на масштабных физических моделях.

Вытеснение нефти паром можно физичес­ки представить в масштабе, поскольку основ­ные явления фильтрации флюидов и потока тепла подчиняются одним и тем же законам диффузии. Вытеснение паром не очень чувстви­тельно к распределению размеров пор, капил­лярному давлению и относительной проницае­мости, если абсолютная проницаемость выше 1 мкм². Таким образом, важными параметрами процесса являются абсолютная проницаемость и пористость.

При продвижении пара через пласт от нагнетальной скважины к добывающей создается несколько температурных зон потока флюида (рис. 43). Относительные размеры указанных зон зависят от теплофизических свойств пород и жидкостей, темпа нагнетания теплоносителя, его параметров и других характеристик.

В соответствии с температурными зонами формируются зоны с соответствующими нефтенасыщенностями. На рис. 44 представлен ха­рактерный профиль нефтенасыщенности при линейном непрерывном вытеснении паром. Нефтенасыщенность между нагнетательной и добывающей скважинами меняется характер­ным образом, поскольку механизмы вытесне­ния нефти на каждом участке различны.

В процессе теплового воздействия нефть из зон, промытых паром и горячим конденсатом, поступает в зону перед тепловым фронтом и об­разует там нефтяной вал (область повышенной нефтенасышенности), поэтому технологический эффект при тепловом воздействии на пласт мо­жет сказываться на работе добывающих скважин задолго до подхода к ним теплового фронта.