Введение
1. Технико-технологический раздел
1.1 Источники пластовой энергии исилы, действующие в залежи
1.2 Поверхностные явления прифильтрации жидкостей
1.3 Общая схема вытеснения нефти изплата водой и газом
1.4 Роль капиллярных процессов привытеснении нефти водой из пористых сред
2. Расчетно-практический раздел
1. Технико-технологический раздел
1.1 Источники пластовой энергии исилы, действующие в залежи
Приток жидкости и газа из пластав скважины происходит поддействием сил, на природу и величину которых влияют виды изапасы пластовой, энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинамобусловливается:
1) напором краевых вод;
2) напором газа, сжатого в газовой шапке;
3) энергией газа, растворенного в нефти и в воде и. выделяющегосяиз них при снижении давления;
4) упругостью сжатых пород;
5)гравитационной энергией.
В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергиивводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки(газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный,гравитационный и смешанный. В практике эксплуатации газовых месторожденийвстречаются залежи, геологические условия которых способствуют проявлениюводонапорных, газовых или смешанных режимов. Водонапорный режим газовыхместорождений так же, как и у нефтяных залежей, возникает при наличии активныхкраевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (илирежим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источникомявляется энергия самого сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.Запасы пластовой энергии расходуются на, преодоление сил вязкого трения приперемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление капиллярныхи адгезионных сил.
Гидравлические сопротивления во время движения жидкости впористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Этисопротивления в принципе аналогичны сопротивлению трения при движении жидкостив трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер течения их вмикронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатамнаблюдения за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что вобласти водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фазперемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются настолбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявлениякапиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичныхкапиллярах.
Направление вытеснения /> />
Столбика воды
Рис. 1.Схема деформации капли нефти при её сдвиге
Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил придвижении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотримусловия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном исмоченном водой (рис.1).
Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремитьсяпринять шарообразную форму, оказывая при этом давление р на пленку водымежду стенками капилляра и столбиком нефти:
2σ σ
/>Р= - (1)
R r
где σ — поверхностное натяжение на границе нефть — вода;R— «радиус сферической поверхности столбика нефти; r — радиус ее цилиндрическойповерхности. Под действием давления, развиваемого менисками, происходит оттокжидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийсядо тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают,по-видимому, аномальными свойствами, в частности, повышенной вязкостью, ипоэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения.столбика нефти вкапилляре возникает сила трения, обусловливаемая давлением нефти на стенкикапилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски награницах фаз деформируются и займут положение, изображенное на рис. 1пунктирными линиями. При этом капиллярное давление, создаваемое менисками,станет равным соответственно для левого и правого менисков:
2σ 2 σ
/>Р’= ; P’’= (2)
R R’’
Разность этих давлений будет создавать силу, противодействующуювнешнему перепаду давлений,
2σ 2 σ
/>/>Рc= - (3)
R ‘’ R’
Учитывая, что
2σ
/>R =
cos α
получим
2σ
/>Рc= (cos Θ’’-cosΘ’) (4)
r
Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительныхсопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей вкапиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленныеэффекты Жамена возникают также при движении газоводонеaтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление икапиллярное давление для единичных столбиков могут быть и невелики. Но впористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на преодолениекапиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярныесилы способствуют уменьшению проницаемости фаз.
В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярахпеременного сечения, при этом происходит деформация капель и четок. Припереходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженнуювследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление
1 1
/>/>/>/>Р = 2σ - (5)
R 1 R2
где R1 и R2— радиусыкривизны менисков глобул в суженной и расширенной части канала.
Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении десяткови сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно,как и в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бызатруднено. Повидимому, эффект Жамена в пласте в значительной степениослабляется вследствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости ипород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельныхее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметьобходные пути между стенками каналов и пузырьков воды или газа.
1.2 Поверхностные явления прифильтрации пластовых жидкостей
На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористойсреде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но также иповерхностные явления, происходящие на границах твердое тело — жидкость. Порезультатам опытов, проведенных П. А. Ребиндером, М. М. Кусаковым, К. Е. Зинченко,при фильтрации через кварцевый песок углеводородных жидкостей с добавкамиполярных поверхностно-активных веществ (как индивидуальных углеводородов, так исамих нефтей, со.временем скорость фильтрации затухает. Это можно объяснитьобразованием на поверхности поровых каналов адсорбционно-сольватных слоев,практически не участвующих в процессе движения и замедляющих фильтрацию,уменьшая эффективное сечение капилляров. Считается, что и в естественныхусловиях понижение скорости фильтрации может быть вызвано: 1) химическойфиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например,кислотного типа на активных местах поверхности минеральных зерен; 2) повышениемсодержания в нефти поверхностно-активных веществ за счет накопления в текущейнефти кальциевых и магниевых мыл.
В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедлениефильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов вследствиевозрастания толщины коллоидных пленок. Этим эффектом объясняется и процессзатухания проницаемости кварцевых песчаников при фильтрации сквозь них нефти,детально изученный Ф. А. Требиным при различных условиях фильтрации.
Ф. А. Требиным было установлено, что эффект затуханияфильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлений и повышениитемпературы до 60-65 °С. С повышением депрессии до некоторого пределапроисходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Этоодна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расходаот депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей впористой среде.
Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике.Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений вряде случаев уменьшаются, и для борьбы с ними прогревают призабойную зону илиобрабатывают забой какими-либо средствами. Следует, однако, отметить, чтоявления затухания фильтрации со временем, по-видимому, не свойственныбольшинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы безснижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении вних дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней (врезультате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения прихранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. Поданным В. М. Березина и В. С. Алексеевой, проницаемость естественных песчаниковпрактически оказалась одинаковой для воздуха, неполярной жидкости ималоактивных (малополярных) нефтей Татарии и Башкирии. По результатам ихисследований при надлежащем отборе и хранении дегазированных нефтей (без доступавоздуха, в темном помещении, при умеренных температурах) даже такихместорождений, как Арланское и Новохазинское, нефти которых содержатасфальто-смолистые вещества в большем количестве, чем нефти другихместорождений, фильтрация их в пористой среде происходит без затухания. Процессобразования асфальто-смолистых отложений в поровых каналах, по-видимому, болеесвойствен выработанным залежам с низким пластовым давлением и связан снарушением равновесия в нефтегазовых растворах при выделении газовой фазы иизменениях температуры.
Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальныесвойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона,
Следует учитывать, что электрокинетические явления,происходящие в пористой среде при фильтрации воды, также могут быть причинойкажущегося роста ее вязкости в порах пласта (электровязкость).
1.3 Общая схема вытеснении нефти изпласта водой или газом
В природных условиях наиболее распространены залежи,разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся иподдерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть изтаких залежей вытесняется внешними агентами — краевой или нагнетаемой водой,свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности.Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общаякачественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористойсреде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда непроисходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствиенеоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ сменьшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породыразличными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти ивытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности,например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи свозрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже невытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длинепласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичнаякартина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов временипри вытеснении нефти водой приведена на рис. 2. Эта схема процесса представляетсявсеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных игидродинамических сил.
Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значенияSvах, соответствующего конечнойнефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенностипогребенной воды SП. При этом в пласте можно отметитьтри зоны (I, II и III).В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Svах до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается понаправлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зонуводонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зонаII) с большим уклоном кривойпредставляет собой переходную зону от вымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зонупринято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях можетдостигать нескольких метров
/>
Рис. 2. Изменение нефтеводона-сыщенности по длине пласта привытеснении нефти водой
Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуетсяпри вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи сразличной вязкостью воды и газа.
Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое»вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, непревышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потокепреобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмомувлечения ее струей газа. При газонасыщенности ~35% движется в пласте толькоодин газ.
Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта можетвытесняться также газом, выделяющимся из раствора.
Иногда растворенный газ является единственным источникомэнергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях,если давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.
Визуальные наблюдения за процессом выделения газа в тонкихпрозрачных пористых средах показывают, что даже при интенсивном снижениидавления большое число пузырьков не образуется. Иногда на десятки тысяч порприходится один пузырек, который увеличивается в объеме за счет диффузии газа.При этом уменьшается степень перенасыщения нефти газом вблизи расширяющегосяпузырька.
Свободный газ со снижением давления вначале выделяется утвердой поверхности, так как затрачивается работа, необходимая для образованияпузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхноститвердого тела жидкостью), меньшая, чем необходимо для его образования всвободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенныеструктуры увеличиваются в пористой среде.
Первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой частипористой среды, затем они вырастают в длинную узкую газонасыщенную структуру.После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеекпреимущественно продолжается в этой свободной зоне потому, что капиллярноедавление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечениемкапиллярных каналов.
Вначале газовые пузырьки располагаются далеко друг друга, но,постепенно расширяясь, газоиасыщенные участки соединяются друг с другом. Послеобразования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, которыйзанимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытесненияпродолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки еще перемежаются нефтью(т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого моментаэффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличениягазонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет емуперемещаться к скважинам быстрее нефти в зоны пониженного давления (к забоям)по газонасыщенным участкам.
1.4 Нефтеотдача пластов при различныхусловиях дренирования
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разностьмежду начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную кначальной.
В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача забезводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пластапоступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутаяза эти периоды, называется соответственно безводной, и водной.
Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды вразличных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большимиплощадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается болеезначительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводныйи водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следуетсравнивать с учетом водного фактора (водный фактор — среднее количествоизвлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти).
При современном уровне развития технологии и техникинефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньшеединицы. Например, при разработке некоторых Залежей на Биби-Эйбате(Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едвадостигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, аводные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7-0,8.
Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии.Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, чтосвязано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даженеограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого вгазовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большойэффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и водыболее благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличениюнефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствоватьфизико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшейотмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.
Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей сактивным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60 % к тому моменту,когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся израствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. В такихусловиях нефтеотдача составляет 8--30 %, а в большинстве случаев 15-20 %. Этообъясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшимсоотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа вскважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой,не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточнойнефти.
Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовойшапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначальнопроисходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшойего газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаютсявысокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (0,6-0,7). Однакопри значительной неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30%. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено восновном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой вязкостью его, чтоприводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемыезоны пласта.
Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкойоказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения пластовусловия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективностьвытеснения нефти газом повышается.
Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняетсямикро- и макронеоднородным характером их строения.
Если бы пористая среда пласта представляла собой системутрубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водойи газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полнойнефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения поровогопространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образованияводонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различныхнесмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в которомкапиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом»вытеснении нефти водой.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т. е.при отсутствии менисков) характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи,близкими к 95-100 %.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью водыспособствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличениемвязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородностифизических свойств пород, способствующие возникновению небольших, номногочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельнаяповерхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти,находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишьспециальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов — наиболее существеннаяпричина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств исостава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабодренируемых газом.
Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленныхсвойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество исостав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горныхпород, скорость вытеснения и т. д.).
Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можноотметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1) капиллярно удержанная нефть;
2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхностьтвердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных иплохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемымиперемычками и не вскрытых скважинами;
5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов»(сбросы и другие непроницаемые перемычки).
Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся втом или ином объеме во всех истощенных залежах.
Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающейпленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяетсярадиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхностиминерала и размером удельной поверхности пород.
Данные измерения тонких слоев жидкости, а также исследованийраспределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточнойнефти, находящейся в пленочной состоянии, в реальных условиях во много разменьше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порахколлектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных впористой среде. Капиллярно связанная нефть удерживается в порах капиллярнымисилами и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть — вода илинефть — газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количествоопределяются геометрией перового пространства и свойствами поверхностей разделафаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в видекапель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержаннаянефть, по-видимому, содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.
В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержаннойнефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохопромытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и в местныхнепроницаемых экранах и перемычках.
Остаточная нефть этого вида весьма распространена.Доказательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины,пробуренные за водонефтяным контактом в промытой части пласта. По этой жепричине перераспределение и увеличение отбора жидкости из обводненного пластаиногда приводит к повторному увеличению притока нефти к скважинам.
Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бывесьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачиестественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти,остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствиенеоднородности строения пород и пластов.
Как уже упоминалось, наиболее эффективный — водонапорныйрежим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефтиследует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранениюестественного или к воспроизведению искусственного режима вытеснения нефтиводой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологиизаводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редкопревышает 50—60 % от начальных запасов. Технология заводнения может быть улучшенавыбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которыеобеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежейможно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжениеее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальнымивеществами), вязкость и температуру. Но необходимо предварительно определитьскорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающуюнаибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, прикоторых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пласта нефти. Повсем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликованы результатыбольшого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследователями.Результаты оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдачаувеличивается с уменьшением поверхностного натяжения αи значенияσ соsΘ (Θ — угол избирательногосмачивания), в других же эта закономерность оказалась более сложной — нефть вбольшей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение,из гидрофильных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжениеоказывалось более эффективным в гидрофобных пластах.
Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефтиводой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественныхи зарубежных авторов. Часть исследователей считают, что максимальнуюнефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяногоконтакта. Другая часть авторов полагают, что наибольшая нефтеотдача наблюдаетсяпри повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователейпришли к выводу, что конечная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснениянефти водой. По результатам, полученным многими исследователями, полнаянефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды,- еслипрофильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это такжеоспаривается другими исследователями.
Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики ифизико-химии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основнаяпричина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов инасыщающих их жидкостей характеризуются большим разнообразием. И каждый изупомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условийвытеснения нефти водой, при которых он был получен. Рассмотренная общая схемавытеснения нефти водой недостаточно освещает процессы, происходящие в пористойсреде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитыватьколичественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного составаиз пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой.Во всяком случае из нее нельзя получить ответ на вопрос: почему различные водывытесняют при всех прочих равных условиях неодинаковое количество нефти изпороды? Точно так же одной общей схемы вытеснения недостаточно для решениямногих других вопросов промысловой практики, как, например, выбор режиманагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечиваетсянаибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды икак они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т. д.
Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно — при этом открылисьбы научно обоснованные пути значительного повышения нефтеотдачи пластов за счетправильного подбора качества вод и наиболее эффективного режима вытеснениянефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследованийразница в значениях нефтеотдачи породы в процессе вытеснения одной и той женефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей продвиженияводонефтяного контакта изменяется в пределах от 0 до 10—15 %, а иногда и более.
Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче привытеснении нефти из одной и той же породы водами различного состава получается(вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярныхпроцессов в пласте.
1.5 Роль капиллярных процессов привытеснении нефти водой из пористых сред
Перовое пространство нефтесодержащих пород представляет собойогромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиесяжидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияютна процессы вытеснения нефти.
Как было отмечено, за водонефтяным контактом мениски создаютмногочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если средагидрофильна, в области водонефтянаго контакта давление, развиваемое менисками,способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределенияжидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление,развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. Врезультате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярнойпропитки — вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупнымпорам нефть вытесняется в водоносную часть. Интенсивность этого процессазависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярныхсил. Когда внешние силы велики (т. е. когда перепад давления в пласте, под действиемкоторого нефть вытесняется водой, достаточно высокий), фронт можетпередвигаться настолько быстро, что вследствие гистерезисных явлений вгидрофильном в статических условиях пласте наступающие углы: -смачивания становятся:близкими или больше 90°. При этом процессы капиллярного впитывания на фронтевытеснения затухают или исчезают совсем. Однако в большинстве случаев (призакачке поверхностных пресных вод в пласт) эти процессы на фроите вытеснениянефти водой проявляются в той или иной степени, так как реальные скоростипродвижения водонефтяного контакта редко превышают 0,5-1 м/сут.
Кроме упомянутых форм проявления, капиллярные силы влияют напроцессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пористой среде, настроение тонких слоев воды (подкладок) между твердым телом и углеводороднойжидкостью и т. д. Следует отметить, что интенсивность упомянутых капиллярныхпроцессов зависит в той или иной степени от капиллярного давления, развиваемогоменисками на границах разделов фаз. И поэтому необходимо решить, какие воды следуетвыбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную частьзалежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Целесообразностьтакой постановки вопроса вытекает также из уже упоминавшегося предположения,что различную нефтеотдачу одной и той же пористой среды при вытеснении нефтиводами неодинакового состава получают вследствие различного характера течения иинтенсивности капиллярных процессов в зонах водонефтяного контакта и вымываниянефти водой. Действительно, изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можновоздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающиехарактеристики, а также вязкостные свойства. Это означает, что как бы ни менялисьупомянутые свойства воды, мы влияем при этом прежде всего на комплексныйпараметр — капиллярные свойства пластовой системы.
Рассмотрим далее представления различных исследователей омеханизме проявления и роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой изпористых сред.
В гидрофобных пластах, где мениски в каналах противодействуютвытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластовпод их влиянием уменьшается. Поэтому лучший результат можно получить, еслинефть вытесняется водой с низкими значениями межфазного натяжения приповышенных градиентах давлений.
Значительно труднее определить роль капиллярных сил имеханизм их проявления в гидрофильных породах (опыты по капиллярному пропитываниюводой естественных кернов, заполненных нефтью, показывают, что большинствоприродных коллекторов нефти в той или иной степени избирательно лучшесмачиваются водой).
Многочисленные лабораторные и промысловые наблюденияподтверждают возможность использования эффекта впитывания воды внефтенасыщенные блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти изтрещин коллекторов. Внешние гидродинамические силы в трещиновато-порйстой средес небольшой проницаемостью нефтенасыщенных блоков способствуют быстрому прорывувод по трещинам в эксплуатационные скважины. Применение в этом случае вод свысокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании смедленной скоростью продвижения вод способствует увеличению нефтеотдачитрещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатамлабораторных исследований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50% нефти из блоков естественного известняка кубической формы с размером 6-7 смза 25-30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечениянефти значительно уменьшаются.
Многие исследователи считают, что во всех случаях воды свысокими значениями величин αсоsΘ, т. е. развивающие повышенные капиллярные давления впористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей.
Но вывод о благоприятном влиянии капиллярных процессовперераспределения жидкостей в зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачунеоднородного пласта, в котором трещиноватость пород развита слабо, неподтверждается практическими данными эксплуатации ряда нефтяных месторождений,приуроченных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержащие щелочныеводы с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т. е. когдакапиллярное пропитывание и перераспределение в значительной степени ослаблены),характеризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. По большому числуопытов установлено, что данные, полученные для однородных пористых сред, двух-и многослойных моделей пластов, состоящих из пропластков различной проницаемости,нельзя полностью использовать для природных пластов.
Естественные отложения, невидимому, обладают дополнительнымиспецифическими особенностями, значительно изменяющими характер проявлениякапиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов — сложныйхарактер неоднородности физических свойств пород. В этих условиях изакономерности проявления капиллярных сил должны быть более сложными.
Представление о благоприятной роли процессов капиллярногопроникновения воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-заупрощенного моделирования неоднородных пластов.
Естественные коллекторы нефти обладают неоднородностьюфизических свойств пород одновременно по площади залегания и в вертикальномнаправлении, характеризующейся случайным законом распределения его параметров. Врезультате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтянойконтакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки,обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченныхводой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствиекапиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся поддействием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом невытесняется из пористой среды оплошным фронтом вследствие неоднородностиразмера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками всредних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах.Поэтому нефтенасыщеиные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначалепронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам поддействием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоневодонефтяной смеси с потерей оплошности нефтяной фазы.
В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенныхобразцов при погружении их в воду вытесняется не более 30-40 % (редко 50%)нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся же приэтом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченныхводой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания у водой впластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении,способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснениянефти водой.
Резюмируя сказанное о роли капиллярных сил в зоне совместногодвижения воды и нефти, необходимо отметить, что задача — следует ли увеличиватьили уменьшать капиллярные силы так же, кате и многие другие задачи физикивытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зернистыхнеоднородных коллекторов, как мы видели, процессы перераспределения нефти иводы под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременнымнарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зонесовместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей впоровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи.В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании взалежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярныхсил.
2. Расчетно-практический раздел
Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме,имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценитьнефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периодадобывали 4100 м3/сут. нефти и 1100 м3/сут. воды. К концувторого периода добычу составила 1100 м3/сут. нефти и 4100 м3/сутводы. Кроме того, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: μн= 7,3 мПа*с и μв= 1 мПа*с; объемные коэффициенты нефти и воды: bн = 1,2 и bв = 1.
При одновременном притоке в скважину нефти и воды процентноесодержание воды в добываемой жидкости будет
Qв
/> С=100 (1.1)
Qн + Qв
Процентное содержание воды зависит от величин фазовыхпроницаемостей kн и kв, вязкостей μн и μв иобъемных коэффициентов bн и bв (нефти и воды) и может быть также определено из выражения
100
/>С = (1.2)
1 + М *kн /kв
где М— коэффициент, зависящий от физических свойствпластовых жидкостей, выражается соотношением
μв bв
/>М= (1.3)
μн bн
При μн=μв и bн= bв коэффициент М= 1. Чем больше вязкость и объемныйкоэффициент нефти (при неизменном μв и bв), тем меньше значением имеет коэффициент М.
Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидкостии коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно однородногоколлектора, можно определить нефтеотдачу (в %)по графику (рис. 1.)
Для условий нашей задачи, пользуясь формулами (1.2) и (1.3),предварительно найдем значения Си М.
Для первого периода С1=100 * 1100 / 4100+1100 =21%
М=10-3*1 / 7,3*10-3*1,2= 10-3 * 1/ 7,3*10-3*1,2 = 1/7,3*1,2 = 1/8,76 = 1,8
Для второго периода С2 =100* 4100 /1100+4100 = 78%
Величина М для второго периода остается прежней, равной 1/8,так как μн и bн не изменились.
Теперь для определения нефтеотдачи по периодам вопользуемсяграфиком ( рис. 11.), на котором отточки 21%на оси абсцисс проведемвертикаль до пересечения с кривой М = 1/8. От найденнойточки проведем горизонталь влево и на оси координат находим нефтеотдачу дляпервого периода К01 = 25%. Таким же путем найдем нефтеотдачу длявторого периода Кот.2=47%.
/>
Рис.1.График зависимостинефтеотдачи от содержания воды в добываемой жидкости для разных значений