Де, h ОХВ - коефіцієнт охоплення характеризується об'ємним кутом, який може забезпечуватися витісняючим флюїдом і залежить від співвідношення в'язкості витісняє і витісняється флюїду. Чим більше в'язкість витісняє флюїду, тим більше об'ємний кут охоплення, відповідно більше h ОХВ.
h конт - коефіцієнт контакту показує величину взаємодії (контакту) витісняє флюїду з нафтою в області охоплення поклади. Коефіцієнт залежить від характеристик поклади в області охоплення - пористості, проникності і.т.д. Усередині області охоплення, що витісняє флюїд не може обіймати весь простір де міститься нафту. У поклади область контакту завжди менше, ніж область охоплення.
h вит - коефіцієнт витіснення характеризується тим, як добре витісняючий флюїд відмиває нафту з області контакту. Коефіцієнт залежить від характеристик витісняє флюїду, нафти і поклади. Підвищення коефіцієнта нафтовіддачі h відбувається за рахунок доцільного збільшення коефіцієнта охоплення h ОХВ, коефіцієнта витіснення h вит і коефіцієнта контакту h конт, що є метою хімічної та біохімічної технології. Для збільшення цих коефіцієнтів необхідно підвищити в'язкість і знизити міжфазне натяг пластових рідин. Для цих цілей зазвичай використовуються композиції полімеру і поверхнево-активних речовин (ПАР). Залежно від конкретних умов, в'язко-утворюючими компонентами комплексів можуть бути гелі або емульсії поверхнево-активних речовин.
Поєднання ПАР можуть зменшити поверхневий натяг флюїдів в 10000 разів. У результаті цього в процесі витіснення ізмененяются фізико-хімічна взаємозв'язок між поверхнею породи пласта і витісняючим флюїдом. Підвищення смачиваемости поверхні породи призводить до збільшення витіснення нафти.
Процес можна коротко описувати таким чином:
На певному етапі заводнення, ефективний обсяг охоплення пласта скорочується, і нафта залишається на поверхні капілярів. У процесі витіснення поверхнево-активні речовини підвищують змочуваність поверхні породи пласта, при цьому зменшується кут змочуваності q в моделі 2-фазного контакту тверде тіло - рідина - рідина (Мал. 2.3). Таким чином, цілики нафти, що знаходяться на поверхні породи колектора будуть легко витіснятися закачують агентом.
Рис. 2.3 Моделі 2-фазного контакту тверде тіло - рідина - рідина
У дрібних каналах нафта знаходиться в так званих «капілярних пастках». Закачується вода, як правило, не може витіснити нафту з капілярної пастки raquo ;, але в присутність ПАР нафту витісняється більш легко. Пояснення механізму витіснення показано на рис. 2.4. Кут фазового контакту (q 1-кут змочуваності) зводиться до мінімуму, що призводить до зменшення відстані r (верхня точка контакту фази) і до зменшення відстані r1 (нижня точка контакту фази), а також до зменшення тиску на стінку капіляра в цій області ( в герметичній ємності, чим більше радіус,тим більше тиск і навпаки). Відбувається деформація краплі нафти в тій стороні, де присутня ПАР, вона займає меншу поверхню. Таким чином, крапля нафти легко витісняється з пастки капіляра пласта з меншим тиском, ніж без ПАР.
У процесі заводнення поклади, в зонах, близько розташованих до нагнітальних свердловин, залишкова нафта часто залишається нерухомою на поверхні великих і середніх капілярів. ПАР витісняє (відмиває) цю залишкову нафту у напрямку до добувним свердловинах, при цьому відбувається спільний рух рідини з поверхні породи і дрібних капілярів. Даний процес призводить до зниження поточної обводнених.
Рис. 2.4 Модель краплі нафти в пастці мікро-капілярів пласта
Але розчин ПАР з низькою концентрацією, не призводить до збільшення коефіцієнта охоплення, крім того, він може зменшити цей коефіцієнт (Мал. 2.5). Пов'язано це зі зниженням в'язкості витісняє флюїду і збільшенням його рухливості, що полегшує його рух по високопроніцаемого зоні до видобувних свердловинах.
Грузлий флюїд сприяє вирівнюванню профілю прийомистості води, збільшуючи коефіцієнт контакту, що призводить також до зменшення обводненості у видобувних свердловинах (Мал. 2.6). Експерименти з витіснення нафти на моделі пласта показали, що час прориву води в моделі з використанням розчину полімеру в 1,5-1,8 рази (в середньому в 1,65) повільніше, ніж в моделі з використанням звичайної води.
Рис. 2.5 ПАР підвищує коефіцієнт витіснення, зменшує кінцеву нефтенасищенность
Рис. 2.6 Полімер покращує профіль приемистости води, підвищуючи коефіцієнт охоплення і коефіцієнт контакту
Рис. 2.7 Співвідношення між капілярним числом Nc і залишкової нефтенасищенних,% (SOR - saturated oil residues)
