Влияние парогазотеплового воздействия на пластовые жидкости

Главным свойством, определяющим эффек­тивность извлечения нефти из пластов при теп­ловом воздействии, является более быстрое уменьшение вязкости нефти по сравнению с вязкостью воды при повышении температуры. Эффективность вытеснения нефти определяет­ся соотношением вязкости нефти и вытесняю­щей жидкости (или газа).

При повышении тем­пературы соотношение вязкости нефти и вяз­кости воды падает. Такая зависимость отноше­ния вязкостей характерна для тяжелых высо­ковязких нефтей. Однако для легких маловяз­ких нефтей отношение может и возрастать с увеличением температуры.

На рис. 68 показаны отношения вязкостей нефти ( ₀) и воды ( _в) от температуры [120]. При переходе воды в пар отношение вязкостей нефть — вода (пар) резко падает. Рост вязкости газов при повышении температуры является общей тенденцией для газов, в том числе и пара (рис. 69).

Иначе ведут себя неуглеводородные газы при повышении температуры. Растворимость наи­более активного газа продукта горения — дву­окиси углерода падает с ростом температуры весьма значительно (рис. 70). Коэффициент растворимости С0₂ в воде падает в шесть раз при увеличении температуры с 20° С до 100° С.

Растворение неуглеводородных газов в не­фти приводит к снижению вязкости и плотнос­ти последней, а испарение легких углеводоро­дов — к обратному эффекту [110].

Вследствие отставания температурного фронта от гидродинамического вытеснение не­фти при газотермическом воздействии, раство­рение углеводородных газов (в основном С0₂) наблюдается перед тепловым фронтом, а обога­щение газовой фазы углеводородными компо­нентами — за тепловым фронтом [137].

Положительное воздействие неуглеводород­ной составляющей газовой фазы, проявляюще­еся в снижении вязкости нефти и уменьшении ее плотности, происходит только в неохвачен­ной теплом зоне. Причем для высоковязких нефтей превалирующим действием оказывает­ся снижение вязкости при растворении газов, а для маловязких — уменьшением плотности.

Другим положительным аспектом изменения фазового равновесия системы является обра­зование конденсатной оторочки перед тепловым фронтом за счет опережения теплового фронта легкими углеводородными компонентами, дви­жущимися в газовой фазе, и конденсации их в непрогретой зоне.

Для экспресс-оценки эффекта дистилляции легких углеводородов получены корреляцион­ные зависимости при вытеснении различных нефтей паром [144]. Корреляционные зависи­мости коэффициента вытеснения нефти за счет механизма дистилляции от условной плотно­сти (измеряемой в градусах API: 1 г/см³ = 141,5/(131,5+ 1⁰ API) и кинематической вязкос­ти (1 сС_т =10^-6 м² /с) приведены на рис. 71. Эти данные получены после достаточно долгого теп­лового воздействия и поэтому не зависят от начальной нефтенасыщенности. Однако в ра­боте [54] отмечается, что способ оценки эффекта дистилляции не отражает по существу особен­ностей гидродинамического механизма вытес­нения.

При нагревании пласта происходит тепло­вое расширение пластовых жидкостей и скеле­та. Для углеводородов коэффициент теплового расширения составляет около 10^-3 (°К)^-1 . Для твердых тел коэффициент теплового расшире­ния гораздо меньше, например, для кварца в диапазоне температур 0—100° С он составляет 3,8*10^-5 (°К) , для природных песков в ди­апазоне 25—450° С средний коэффициент теплового расширения приблизительно равен 5*10^-5 (°К)^-1. Следует отметить, что тепловое расширение пластовых жидкостей и пористой среды значительно меньше теплового сжатия вытесняющего агента за счет конденсации пара и сжимаемости газов.