Проявление естественных сил при движении жидкостей. Упругость пластовых жидкостей

 

Отбор жидкости из пласта вызывает снижение пластового давления, распространяющееся по пласту на неограниченное рас­стояние, если в пласте нет непроницаемых границ (экранов). При снижении пластового давления происходит одновременно сжатие пористой среды и расширение жидкостей. Суммарный отбор жидкости из пласта за счет этих сил определяется упругостью пласта и жидкостей (сжимаемостью пласта и жидкостей), их объемом и снижением давления:

где p _нач, р _тек — начальное и текущее пластовые давления соответ­ственно; Vп — объем пласта, в котором снижено давление; β*— упругоемкость пласта, равная

ср

β* = m*(βж + βср)

Здесь т — коэффициент пористости пласта, %; βж, βср — сжи­маемость жидкости и пористой среды соответственно.

В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах (в карбонатных коллекторах) с обычными свойствами пластов и нефтей снижение пластового давления на 10 МПа позволяет из­влечь из пласта за счет упругих сил не более 1,5—2,5% содержа­щихся в нем жидкостей независимо от размещения скважин.

Напор контурных вод. Если небольшие по размеру неф­тяные залежи имеют активную связь с за'контурной водоносной областью, то залежь можно разрабатывать при упруговодонапор-ном режиме вытеснением нефти контурной или подошвенной во­дой без существенного снижения пластового давления. При этом режиме степень извлечения нефти из пластов может изменяться в широком диапазоне — до 0,2—0,3 до 0,6—0,7 балансовых запа­сов в зависимости от вязкости нефти, размещения скважин и дру­гих факторов.

Расширение выделяющегося из раствора газа. При низкой продуктивности пластов, ухудшенной связи залежей с водоносной областью и больших размерах залежей (по площади) пластовое давление в конечном счете снижается до давления на­сыщения и ниже, из нефти начинает выделяться газ, который рас­ширяется обратно пропорционально давлению и вытесняет допол­нительно нефть. За счет энергии расширения выделяющегося из раствора газа (режима растворенного газа) степень извлечения нефти из недр может составлять от 5—8 до 20—25 % в зависи­мости от газового фактора и вязкости нефти, которые обычно взаимосвязаны. Высоковязкие нефти (более 25—30 мПа-с) имеют низкую газонасыщенность (менее 20—25 м³/т) и минимальную нефтеотдачу пластов при режиме растворенного газа (до 5—6%). Маловязкие нефти (менее 1—2 мПа-с) имеют газовый фактор до 150—200 м³/т, и степень извлечения их за счет энергии расширения газа в случае хороших пластов может превышать 20—25% балансовых запасов, даже при редких сетках скважин.

При извлечении нефти из пласта за счет режима растворен­ного газа, ввиду роста газонасыщенности, газовый фактор (от­бор газа) вначале растет до некоторой максимальной величины, обычно в 5—7 раз превышающей растворенный объем, а затем снижается вследствие истощения его ресурсов. Пластовое давле­ние непрерывно уменьшается до минимальной величины. Столь низкая эффективность режима растворенного газа по извлечению нефти обусловлена малой вязкостью газа, которая в 10—100 раз меньше вязкости нефти, гравитационным разделением их и малым охватом вытеснения в горизонтальных пластах.

Расширение газовой шапки. В нефтяных залежах с га­зовой шапкой вытеснение нефти в скважины при снижении пла­стового давления происходит за счет энергии расширения газовой шапки. Разработка залежей сопровождается перемещением газо­нефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора до предельных значений. Эффективность извлечения нефти из пластов при режиме расширения газовой шапки может изменяться в очень широких пределах в зависимости от многих факторов — проницаемости и неоднородности пласта, толщины нефтяного слоя, наклона пласта, вязкости нефти, перепадов дав­ления и др.

В слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших депрессиях и вязкости нефти больше 2—3 мПа-с конечная нефте­отдача пласта не превышает 20—25 % в основном вследствие быстрого прорыва газа и малого охвата пластов процессом вы­теснения. Тогда как в высокопроницаемых пластах при большом наклоне и малых отборах жидкости, т. е. при условиях, благо­приятных для гравитационного разделения нефти и газа и для равномерного охвата вытеснением, конечная нефтеотдача пластов при режиме расширения газовой шапки может достигать очень высоких значений (50—60 % от балансовых запасов).

Гравитационные силы. Пои всех процессах фильтрации в пластах нефти, газа и воды, т. е. разнородных агентов, неизменно действуют гравитационные силы, определяемые произведением разности плотностей и ускорения свободного падения (Apg), ко­торые стремятся разделить их по плотностям. Гравитационные силы редко бывают основной движущей силой при разработке нефтяных залежей. Они могут обеспечивать существенный приток нефти только в случае большой толщины нефтяного слоя, боль­шого наклона высокопроницаемого пласта и свободной поверхности нефти. Однако сопутствуя процессу извлечения нефти при других режимах, гравитационные силы могут играть очень большую роль. Как отмечалось, при режиме газовой шапки и вытеснении нефти подошвенной водой гравитационные силы препятствуют прорыву в скважины более подвижных вытесняющих агентов (газа и воды) и способствуют повышению охвата пластов процес­сом вытеснения. На долю гравитационных сил может приходиться не менее 10—25% общей нефтеотдачи пластов. Однако гравита­ционные силы могут играть и отрицательную роль, например в слу. чае режима растворенного газа, нагнетания газа или воды в мо­нолитные газонефтяные и нефтяные пласты достаточно большой толщины. Даже при нагнетании в пласты по всей толщине газ будет стремиться вверх, а вода — вниз, уменьшая охват вытесне­нием. Для обеспечения наиболее эффективного охвата монолитных малонаклонных пластов при непрерывном нагнетании в них газа или воды необходимо, чтобы соотношение гидродинамических и гравитационных сил было более 25—30 [23]:

где Δрт— гидродинамический перепад давления по длине пласта; Δгр — гравитационный перепад по высоте пласта; v — скорость нагнетания газа или воды; μг, μв — вязкость газа и воды соответственно; L и h — длина и толщина пласта соответственно; k_┴, k|| — проницаемость пласта по горизонтали и вертикали соответственно; g — ускорение свободного падения; Δр — разность плотностей воды и газа, воды и нефти, нефти и газа.

Если это соотношение будет малым (менее 10), то гравита­ционные силы могут снизить конечную нефтеотдачу пластов на 10—25 %.

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения непрерывно контролируется капиллярным давлением (разность давлений в несмачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском), которое зависит от меж­фазного натяжения на границах раздела нефти и воды, смачи­ваемости коллектора и размеров пор [8, 14]:

 

где рк — капиллярное давление в поровом канале; σ — поверхност­ное натяжение между нефтью и водой, стремящееся уменьшить поверхность их контакта; θ — контактный угол смачивания поверх­ности пор смачивающей жидкостью (водой); r – средний радиус порового канала.

Для вытеснения капли нефти из канала переменного сечения, заполненного водой, необходимо преодолеть капиллярное давле­ние

где r₁, r₂ — большой и малый радиусы порового канала соответ­ственно.

Капиллярные силы — основная причина, удерживающая нефть в неоднородной пористой среде — обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицатель­ное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой возрас­тает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При устранении действия капиллярных сил в результате снижения межфазного натяжения с 25—35 до 0,01—0,001 мН/м достигается почти полное вытеснение нефти (на 95—98%). В этом случае смачиваемость пласта не оказывает существенного влияния на эффективность вытеснения нефти. В преимущественно гидрофиль­ных пластах капиллярные силы могут удерживать до 20—35 % ос­таточной нефти в однородном пласте, которая оказывается в круп­ных порах, блокированных водой (рис. 4).

 

 

При вытеснении нефти водой (рис. 4, а) межфазное натяже­ние σ = 25—30 мН/м, разность капиллярных давлений больше гидродинамического градиента давления, т. е. р_к2 — р_к1 =2σ cosθ (1/r₂-1/r₁) >Δр/L. Капля нефти при этом неподвижна.

В случае вытеснения нефти раствором ПАВ (рис. 4,6) межфазное натяжение σ<0,001 мН/м, разность капиллярных давлений стре­мится к нулю и меньше гидродинамического перепада давления Δр/L. Капля нефти свободно деформируется и движется через сужения пор.

Вместе с тем капиллярные силы в гидрофильных микронеод­нородных пористых средах, достигающие в мелких порах 0,03— 0,05 МПа, совпадают по направлению с гидродинамическим пере­падом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в крупные и мелкие поры и могут при определенных усло­виях вызывать противоточную пропитку водой малопрошщаемых нефтенасыщенных слоев и матриц и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам. И наоборот, в гидрофобных пластах капиллярные силы — основная причина неэффективного вытеснения нефти водой, так как они препятствуют внедрению воды в слабопроницаемые слои и мелкие поры, в которых остается до 70—80% невытесненной нефти.

Эффективность извлечения нефти из пластов при использова­нии естественной пластовой энергии всех видов определяется следующими основными факторами:

ресурсами (запасом) и видом пластовой энергии;

неоднородностью коллекторов по проницаемости и порис­тости;

вязкостью нефти;

капиллярными и гравитационными силами.

Механизм вытеснения нефти водой. Процесс вытес­нения нефти водой из микронеоднородных гидрофильных по­ристых сред в разных зонах протекает по-разному и под действием различных сил. В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения воды движение нефти в поровых каналах непрерывной фазой определяется гидродинамическими силами. Скорость движения нефти в каналах пропорциональна средним (среднегармоническим) размерам (сечениям) совокупности пор, соединенных в единый канал линий тока. По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким.

На фронте внедрения воды в пористую среду, в мас­штабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью опреде­ляется капиллярными силами, так как они превосходят гидроди­намические силы на малых отрезках пути. Вода, находясь в ка­ких-либо порах, соединенных с нефтенасыщенными разными по размеру порами, под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняет из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если в пористой среде крупные поры преобладают или составляют большую долю и из них возможно построение непрерывных ка­налов, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в крупные поры и останется в них в гло­булах, так как система может быть устойчивой только при ми­нимальной свободной поверхностной энергии. Таким образом, мел­кие поры оказываются заводненными, а крупные остаются нефте­насыщенными (рис. 5).

В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвиж­ной нефти, водонасыщенность пласта возрастает от некоторой фронтальной водонасыщенности до предельной водонасыщённости при неподвижной нефти.

В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть движется в не-заводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части-среды, распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются известными кривыми фа­зовых относительных проницаемостей.

Рис. 5. Схема формирования остаточной нефтенасыщенности в гидрофильном

пласте.

а — до вытеснения нефти водой; б—в процессе вытеснения; в — после вытеснения; 1 — по­рода; 2 — нефть; 3 — вода

 

За задним фронтом подвиж­ной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в раз­розненных, крупных, блокированных водой порах, которая в пол­ном смысле является остаточной. Непрерывных нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет. Вода в зоне с остаточной нефтенасыщенностью движется, как в порис­той среде, в которой нефть выступает в качестве дополнительной твердой части породы.