Вытеснение нефти водой и газом

 

При разработке месторождений нефти и газа используют энергию начальных (статических) и искусственных (дополнительных) пластовых давлений, под действием которых происходит вытеснение нефти и газа из порового пространства пласта в скважину.

Начальное пластовое давление нефтяных месторождений определяется природными силами залежей: напором контурной воды под действием ее массы, напором контурной воды в результате упругого расширения породы и воды, давлением газовой шапки на нефтеносную часть залежи, упругостью выделяющегося из нефти ранее растворенного в ней газа, силой тяжести нефти.

Однако природные внутренние виды энергии месторождений углеводородов, особенно нефти, не обеспечивают высокой нефтеотдачи залежей. С целью увеличения нефтеотдачи используют искусственные, дополнительные источники энергии путем закачки в продуктивные пласты воды, газа и других реагентов. В настоящее время основным видом искусственного воздействия на нефтеносные пласты является их законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Вытеснение нефти водой в настоящее время является основным способом извлечения нефти, как при воздействии, так и без воздействия на пласт.

Движение жидкости в нефтеносном пласте происходит по чрезвычайно сложной системе разветвленных поровых каналов разнообразных конфигураций и размеров.

Основными силами, препятствующими совместному движению несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве и определяющими величину нефтеотдачи, являются поверхностные (капиллярные) силы, силы вязкого сопротивления (гидродинамические) и сила тяжести (гравитационная), которые действуют совместно.

Расположение и количество остаточной нефти в коллекторах зависит от преимущественной смачиваемости породы водой или нефтью. Менее смачивающая остаточная фаза в виде отдельных капель задерживается в широких частях пор. Более смачивающая вытесняемая фаза, напротив, остается в узких частях пор и в отдельных мелких порах. Каждая из фаз (вода или нефть) движется по своей системе поровых каналов, сохраняя непрерывность. Частица жидкости может переместиться в канал, занятый другой фазой, только при очень больших значениях внешнего градиента давления, и это определяется, в основном, поверхностными силами.

При вытеснении нефти водой из неоднородных пластов на нефтеотдачу сильно влияют гидродинамические силы (градиент давления). Предельный градиент давления увеличивается при уменьшении проницаемости. Поэтому с повышением градиента давления в пласте возрастает число пропластков, вовлекаемых в фильтрацию, т.е. возрастает коэффициент охвата залежи заводнением.

В однородном пласте вытесняющая вода заполняет в первую очередь мелкие поры, а в неоднородном пласте она занимает более проницаемые участки, где преобладают крупные поры. Причина такого различия состоит в том, что в масштабе пор однородного пласта распределение фаз определяется поверхностными силами, а при переслаивании пластов разной проницаемости – силами вязкого сопротивления и силой тяжести. Однако, заполнив высокопроницаемые зоны, вода начинает впитываться в малопроницаемые участки, вытесняя оттуда нефть. Чем медленнее течение вытесняющей воды, тем больше размер участков, в которых устанавливается капиллярное равновесие вследствие впитывания воды, и нефтеотдача стремится к некоторому пределу.

 

Рис. 6. Схема изменения нефте- и водонасыщенности продуктивного

пласта при законтурном его заводнении.

Характер насыщения перового пространства: 1 – вода, 2 – нефть;

3 – направление движения нагнетаемой воды

 

Однако при скоростях движения закачиваемой воды, меньших минимальной скорости капиллярной пропитки малопроницаемых зон, нефтеотдача снова снижается за счет ухудшения условий вытеснения в высокопроницаемых участках.

Особая ситуация возникает при вытеснении вязко пластичной нефти из пласта. В этом случае нефтеотдача высокопроницаемых зон очень резко возрастает с ростом скорости движений воды. Максимум кривой зависимости нефтеотдачи от скорости воды находится в области реальных скоростей фильтрации, что делает возможным регулирование нефтеотдачи путем изменения скорости вытеснения.

Таким образом, происходит сложный процесс одновременного вытеснения и перераспределения фаз в поровом пространстве коллектора, который в конечном счете не приводит к полному вытеснению нефти замещающей ее водой. При этом водонасыщенность продуктивного пласта увеличивается от остаточной водонасыщенности (K_ВО = 1 – K_Н) при начальной нефтенасыщенности K_Н в незатронутой выработкой его зоне до максимального значения текущей водонасыщенности (K_ВТ = 1 – K_НО), соответствующей остаточной нефтенасыщенности K_НО на начальной линии нагнетания воды. Исходя из современных представлений о вытеснении нефти водой в обводняющемся продуктивном пласте при законтурном заводнении выделяют четыре зоны (рис. 6).

Первая зона – водоносная часть пласта ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), в ней поровое пространство полностью заполнено водой. Во второй зоне водонасыщенность изменяется от максимальной до значения на фронте вытеснения нефти. Участок IIа находится на начальной линии нагнетания воды и характеризуется остаточной нефтенасыщенностью. Участок IIб представлен зоной водонефтяной смеси, в которой нефть постепенно вымывается. Третья зона, размер которой может достигать нескольких метров, – переходная от воды к нефти. Ее принято считать стабилизированной. Четвертая зона – невыработанная часть пласта.

При внутриконтурном заводнении продуктивного пласта существуют II, III и IV зоны. Участок IIа расположен непосредственно вокруг нагнетательной скважины.

Контрольные вопросы

1. Что происходит с нефтью в пласте при вытеснении ее водой?

2. Можно ли вытеснить нефть из пласта газом или другими реагентами?