звестно, 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 воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.

Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленных свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т. д.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся в том или ином объеме во всех истощенных залежах.

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Данные измерения тонких слоев жидкости, а также исследований распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочной состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удерживается в порах капиллярными силами и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть -- вода или нефть -- газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количество определяются геометрией перового пространства и свойствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.

В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и в местных непроницаемых 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 же причине перераспределение и увеличение отбора жидкости из обводненного пласта иногда приводит к повторному увеличению притока нефти к скважинам.

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70--80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективный -- водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранению естественного или к воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редко превышает 50--60 % от начальных запасов. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами) , вязкость и температуру. Но необходимо предварительно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пласта нефти. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликованы результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследователями. Результаты оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения б и значения у соsИ (И - угол избирательного смачивания), в других же эта закономерность оказалась более сложной -- нефть в большей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофильных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считают, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другая часть авторов полагают, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришли к выводу, что конечная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснения нефти водой. По результатам, полученным многими исследователями, полная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды,- если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это также оспаривается другими исследователями.

Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов и насыщающих их жидкостей характеризуются большим разнообразием. И каждый из упомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условий вытеснения нефти водой, при которых он был получен. Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недостаточно освещает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой. Во всяком случае из нее нельзя получить ответ на вопрос: почему различные воды вытесняют при всех прочих равных условиях неодинаковое количество нефти из породы? Точно так же одной общей схемы вытеснения недостаточно для решения многих других вопросов промысловой практики, как, например, выбор режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т. д.

Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно -- при этом открылись бы научно обоснованные пути значительного повышения нефтеотдачи пластов за счет правильного подбора качества вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследований разница в значениях нефтеотдачи породы в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей продвижения водонефтяного контакта изменяется в пределах от 0 до 10--15 %, а иногда и более.

Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче при вытеснении нефти из одной и той же породы водами различного состава получается (вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярных процессов в пласте.

1.5 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред

Перовое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

Как было отмечено, за водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтянаго контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки -- вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Интенсивность этого процесса зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярных сил. Когда внешние силы велики (т. е. когда перепад давления в пласте, под действием которого нефть вытесняется водой, достаточно высокий), фронт может передвигаться настолько быстро, что вследствие гистерезисных явлений в гидрофильном в статических условиях пласте наступающие углы: -смачивания становятся: близкими или больше 90°. При этом процессы капиллярного впитывания на фронте вытеснения затухают или исчезают совсем. Однако в большинстве случаев (при закачке поверхностных пресных вод в пласт) эти процессы на фроите вытеснения нефти водой проявляются в той или иной степени, так как реальные скорости продвижения водонефтяного контакта редко превышают 0,5-1 м/сут.

Кроме упомянутых форм проявления, капиллярные силы влияют на процессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пористой среде, на строение тонких слоев воды (подкладок) между твердым телом и углеводородной жидкостью и т. д. Следует отметить, что интенсивность упомянутых капиллярных процессов зависит в той или иной степени от капиллярного давления, развиваемого менисками на границах разделов фаз. И поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Целесообразность такой постановки вопроса вытекает также из уже упоминавшегося предположения, что различную нефтеотдачу одной и той же пористой среды при вытеснении нефти водами неодинакового состава получают вследствие различного характера течения и интенсивности капиллярных процессов в зонах водонефтяного контакта и вымывания нефти водой. Действительно, изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства. Это означает, что как бы ни менялись упомянутые свойства воды, мы влияем при этом прежде всего на комплексный параметр -- капиллярные свойства пластовой системы.

Рассмотрим далее представления различных исследователей о механизме проявления и роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред.

В гидрофобных пластах, где мениски в каналах противодействуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластов под их влиянием уменьшается. Поэтому лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой с низкими значениями межфазного натяжения при повышенных градиентах давлений.

Значительно труднее определить роль капиллярных сил и механизм их проявления в гидрофильных породах (опыты по капиллярному пропитыванию водой естественных кернов, заполненных нефтью, показывают, что большинство природных коллекторов нефти в той или иной степени избирательно лучше смачиваются водой).

Многочисленные лабораторные и промысловые наблюдения подтверждают возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти из трещин коллекторов. Внешние гидродинамические силы в трещиновато-порйстой среде с небольшой проницаемостью нефтенасыщенных блоков способствуют быстрому прорыву вод по трещинам в эксплуатационные скважины. Применение в этом случае вод с высокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании с медленной скоростью продвижения вод способствует увеличению нефтеотдачи трещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естественного известняка кубической формы с размером 6-7 см за 25-30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

Многие исследователи считают, что во всех случаях воды с высокими значениями величин бсоsИ, т. е. развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей.

Но вывод о благоприятном влиянии капиллярных процессов перераспределения жидкостей в зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачу неоднородного пласта, в котором трещиноватость пород развита слабо, не подтверждается практическими данными эксплуатации ряда нефтяных месторождений, приуроченных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т. е. когда капиллярное пропитывание и перераспределение в значительной степени ослаблены), характеризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. По большому числу опытов 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 дополнительными специфическими особенностями, значительно изменяющими характер проявления капиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов -- сложный характер неоднородности физических свойств пород. В этих условиях и закономерности проявления капиллярных сил должны быть более сложными.

Представление о благоприятной роли процессов капиллярного проникновения воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-за упрощенного моделирования неоднородных пластов.

Естественные коллекторы нефти обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади залегания и в вертикальном направлении, характеризующейся случайным законом распределения его параметров. В результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченных водой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды оплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщеиные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под действием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей оплошности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется не более 30-40 % (редко 50%) нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся же при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания у водой в пластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.

Резюмируя сказанное о роли капиллярных сил в зоне совместного движения воды и нефти, необходимо отметить, что задача - следует ли увеличивать или уменьшать капиллярные силы так же, кате и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зернистых неоднородных коллекторов, как мы видели, процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

2. Расчетно-практический раздел

Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали 4100 м3/сут. нефти и 1100 м3/сут. воды. К концу второго периода добычу составила 1100 м3/сут. нефти и 4100 м3/сут воды. Кроме того, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: мн = 7,3 мПа*с и мв= 1 мПа*с; объемные коэффициенты нефти и воды: bн = 1,2 и bв = 1.

При одновременном притоке в скважину нефти и воды процентное содержание воды в добываемой жидкости будет

Qв

С=100 (1.1)

Qн + Qв

Процентное содержание воды зависит от величин фазовых проницаемостей kн и kв, вязкостей мн и мв и объемных 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 свойств пластовых жидкостей, выражается соотношением

мв bв

М = (1.3)

мн bн

При мн= мв и bн= bв коэффициент М = 1. Чем больше вязкость и объемный коэффициент нефти (при неизменном мв и bв), тем меньше значением имеет коэффициент М.

Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидкости и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно однородного коллектора, можно определить нефтеотдачу (в %) по графику (рис. 1.)

Для условий нашей задачи, пользуясь формулами (1.2) и (1.3), предварительно найдем значения С и 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 мн и bн не изменились.

Теперь для определения нефтеотдачи по периодам вопользуемся графиком ( рис. 11.), на котором отточки 21% на оси абсцисс проведем вертикаль до пересечения с кривой М = 1/8. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси координат находим нефтеотдачу для первого периода К01 = 25%. Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода Кот.2 =47%.

Рис.1.График зависимости нефтеотдачи от содержания воды в добываемой жидкости для разных значений

Страницы: 1, 2

Голосование

Как вы оцениваете работу нашего сайта? Отлично Хорошо Нормально Плохо Результаты