Особенности разработки залежей неньютоновских нефтей

Неньютоновскими или аномальными жидкостями называются жидкости, не подчиняющиеся закону вязкого трения Ньютона:

(2.126)

где т —касательное напряжение сдвига; м — динамическая вяз­кость жидкости; du/dy — градиент скорости сдвига — изменение скорости в направлении, перпендикулярном к течению.

Для них зависимость т от du/dyможет иметь различный вид (рис. 2.6). Все аномальные жидкости разделяют на три класса: стационарно реологические (не изменяющиеся во времени) — вязкопластичные, псевдопластичные и дилатантные; нестацио­нарно реологические; вязкоупругие жидкости. Свойства и филь­трация некоторых аномальных жидкостей изучаются в физике пласта и подземной гидрогазодинамике.

Аномалия вязкости, в основном, обусловлена образованием в жидкости более или менее устойчивой пространственной структуры. В нефтях пространственную структуру образовы­вают асфальтены, смолы и парафины. При снижении темпера­туры ниже температуры насыщения растворенные парафины кристаллизуются и их кристаллы придают нефти аномальные (структурно-механические) свойства.

 

Pис2.6, Зависимость касатель­ного напряжения сдвига т от градиента скорости сдвига du/dy(реологическая кривая) для раз­личных жидкостей:

1 — дилатантная 2— ньтоновская; 3— ньютоновскаятиксотропная; 4 — псевдопластичная; 5— вязскопластичная(общий случай); 6 — вязкопластичная (тело Бингама) 7 — тиксотропно-пластичная

 

 

Для аномальной вязкопластичной жидкости (или псевдопластичной) можно внести аппроксимационную величину так назы­ваемую динамическим напряжением сдвига, и тогда описать те­чение уравнением (2.127) при Q= т₀. Отождествляя неньютоновские нефти с вязкопластичной жидкостью, А.Х.Мирзаджанзаде в 1953 г. предложил записывать обобщенный закон Дарси в виде:

(2.128)

Неньютоновские свойства пластовых систем в целом проявляются только при малых скоростях фильтрации и в сре­дах с малой проницаемостью. В пористой среде с широким спек­тром распределения пор (микрокапилляров) по радиусам при увеличении градиента давления движение начинается вначале в наиболее крупных порах, а по мере увеличения градиента дав­ления движением охватываются все более мелкие поры. Чем больший разброс размеров пор, тем больше отличается факти­ческая фильтрация от идеализации согласно уравнению (2.128).

Рис 2.7 Индикаторные линии скважин (а,б) и профиль притока нефти (в) из трех пропластков при разных депрессиях (р_1, р₂, р₃) и сообтветсвующих дебитов (Q1, Q2, Q3) I, II –сообщающиеся пропластки.

При фильтрации с предельным градиентом давления дебит скважины можно представить обобщенной формулой Дюпюи:

 

 

(2.130)
Гдедельта р=р_пл—р_з — перепад давления между контурами с радиу­сами R_K и r_с; — начальный перепад давления (аппроксимационная величина аналогична to), при превышении которого осуществляется приток жидкости в скважину (рис. 2-7. а).

Исследованиями, проведенными, например, на скважинах ме­сторождения Узень, установлено, что Др₀ достигает 1—2 МПа. Следовательно, неньютоновский характер пластовыхнефтей должен влиять на процессы разработки залежи, охват залежи воздействием и нефтеотдачу.

При наличии в разрезе продуктивного пласта пропластков, характеризующихся разными значениями начального перепада давления дельта p₀i(i —номер пропластка), индикаторная диаграмма представляется ломаной линией, а в случае сообщающихся про­пластков — плавной кривой (рис. 2.7, б), что свидетельствует об изменении гидропроводности пласта. Отсюда можно просле­дить связь между изменением эффективной (работающей) тол­щины пласта и нелинейными эффектами с изменением пере­пада давления (рис. 2.7, б и в). Поскольку с ростом перепада давления hpувеличивается число пропластков, в которых дви­жется нефть, то снимая профили притока (измеряя дебит каж­дого пропласткаQ_iji — номер пропластка; j — номер режима) при различных режимах (депрессиях дельта рj), можно обнаружить изменение (увеличение) эффективной толщины пласта (охват разработкой по толщине) за счет подключения к работе различ­ных пропластков (см. рис. 2.7, в), где j—номер режима работы. При первом режиме hэф=h1. при втором — hэф=h1+h2 н только при третьем режиме эффективная толщина равна нефтенасышенной(hэф=h).

При фильтрации к скважине или группе скважин градиент давления различный в разных точках пласта. С удалением от скважины градиент давлении уменьшается и может принять значения, равные или меньше значения предельного градиента давления. В таких точках движение нефти практически отсут­ствует, значит образуются застойные зоны или целики непод­вижной остаточной нефти. Вытесняющая вода быстро проры­вается в добывающие скважины. М. Г. Бернадинером, В. М. Би­товым и др. проведены исследования размеров застойных зон. Коэффициент охвата пласта вытеснением увеличивается с рос­том параметра. При увеличении параметра)._с от 0 до 5 пре­дельный коэффициент охвата пласта в пятиточечной схеме за­воднения повышается с 0 до 0,8, а при дальнейшем росте до 10 коэффициент охвата увеличивается практически до единицы, как при вытеснении ньютоновской нефти. Например, в случае двухслойного пласта с толщиной высоко- и малопроннцаемогопропластков соответственно 0,8 и 3,2 м, проницаемостью 0,5 и 0.125 мкм», Yt=0,002 МПа/м, у2=0,004 МПа/м, /.-250 м при Q—50 м^а/(сут-м) предельный коэффициент охвата по площади н нысокопроннцаемом слое равен 0,9, малопроннцаемом — 0,5. Для залежей вязкопластичныхнефтей большие коэффициенты нефтеотдачи могут быть достигнуты одновременным примене­нием плотной сетки скважин и высокими темпами отбора жид­кости.

Анализ промысловых данных по залежам Азербайджана (А. X.Мнрзаджанзаде и др.) показал, что при заводнении для залежей с неньютоновской нефтью нефтеотдача(0,35) меньше, чем нефтеотдача залежей с ньютоновской нефтью (0,49).В. В. Девликамов, 3. А. Хабнбулин и другие установили, что влияние аномалий вязкости на процесс разработки залежи можно несколько уменьшить или предотвратить. Так как у аномальновязкихнефтей структура с течением времени упрочня­ется, то по возможности необходимо исключать и сводить к ми­нимуму остановки скважин, особенно обводняющихся. В про­цессе разработки залежей с аномальными свойствами нефти в приконтурных зонах (вследствие окисления нефти пластовой водой) нецелесообразно вытеснять нефть от периферийных зон к центральным.

Соотношение между радиусами фронта гидродинамиче­ского вытеснения (граница раздела нефть — вода) н темпе­ратурным фронтом, установлено из условий теплового и ма­териального баланса в виде (2.131)

где сеж, с_в— теплоемкости соответственно жидкости н пористой среды; m— пористость; s— средняя водонасыщенность за фрон­том вытеснения.

В конкретном случае при гл=0,3; с_я/с_и-1,3; s=0,5 имеем _- Согласно исследованиям ВНИИнефть тепловой фронт может отставать от фронта вытеснения в 4—5 раз н более. Так как скорость перемещения фронта вытеснения прямо пропор­циональна проницаемости, то в высокопронииаемомпропластке фронт вытеснения уйдет дальше, чем в малопроннцаемом, а в зависимости от соотношения проницаемостей возможно ох­лаждение нефти в малопроннцасмомпропластке, увеличение ее вязкости, выпадение парафина, проявление структурных свойств и затухание фильтрации (нефть «замерзает»). Результаты ис­следований С. В. Сафронова и Е. В. Теслюка показывают, что использование при внутрнконтуриомзаводненииУзсньского ме­сторождения холодной воды (10—20 °С) приводит к охлажде­нию пластов, выпадению в пористой среде парафина и уменьше­нию конечной нефтеотдачи на 9—12 % по сравнению с нефте­отдачей при поддержании пластовой температуры (45 %). По­этому для таких залежей необходимо поддержание не только давления, но и температуры, а еще лучше повышение ее. Повы­шение температуры способствует существенному ослаблению структур но-механических свойств нефти. Внутри контурноеза­воднение горячей водой осуществляется в крупном масштабе на Узеньском месторождении, в основные пласты которого еже­годно закачивается около 40 млн. м^э горячей воды.

При вытеснении вязкоупругой нефти водой выявляются две противоположные тенденции: с повышением скорости фильтрации (или градиента давления) возрастает кажущаяся вязкость нефти, что вызывает снижение коэффициента вытеснении; увеличение кажущейся вязкости в большей степени проявляется в более проницаемых прослоях, в результате чего выравнивается фронт вытеснения и повыша­ется коэффициент охвата по толщине.

В реальных условиях положение осложняется еще и тем, что одна и та же нефть при малых скоростях проявляет свойства псевдопластнчной, а при больших — вязкоупругой (дилатантной) жидкости. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вяз­кости нефти, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта изменяется более сложно. Лабораторными эксперимен­тами и расчетами на основе модели Баклея — Леверстта обна­ружено увеличение нефтеотдачи при вытеснении вязкоупругих систем по сравнению с ньютоновскими. Как правило, вязкоуп­ругие нефти обладают высокой вязкостью. Выявленанемонотон­ность зависимости коэффициента вытеснения от температуры и наличие оптимального интервала температур (40—50 °С). Эти вопросы требуют дальнейшего исследования.

Определение показателей разработки месторождений с ано­мальныминефтей сводится к расчетам процесса вытеснения нефти и температурного поля. Система дифференциальных уравнений неизотермической фильтрации многофазной жидко­сти решается численным методом с использованием ЭВМ.