Распределение остаточной нефти в пласте

 

Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов принципиально важно знать насыщенность пластов, как распреде­лена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится в порах. Неполное вытеснение нефти водой из пластов обуслов­ливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачивае­мостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Как отмечалось, в микронеоднородной пористой среде нефть вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной — из мелкопористых частей пласта. В гидрофильной пористой среде за фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть вытесняется водой из мелких пор в крупные. Для энергетического равновесия и обеспечения минимума свободной энергии происходит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе — вода занимает мелкие поры (сужения), а нефть переходит в круп­ные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул (рис. 5, е).

Рис. 6. Схема распределения остаточной нефти в заводненных пластах.

1 – нефть в линзах и пропластках. не охваченных дренированием, 30—40% и более; 2, 3 — нефть в монолитном пласте, что обусловлено его неоднородностью и вязкостной неустойчи­востью вытеснения водой, 10—30%; 4 — нефть, рассеянная в заводненной части пласта, 20—40 %

 

В таком состоянии будут наименьшими поверхность кон­такта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если по­ристая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах в виде пленки. У гидрофобной поверх­ности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокирован­ные водой в крупных порах (капиллярными силами),— основная причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в за­водненных пластах. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил (рис. 6).

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, первоначальная связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточная же нефть ос­тается в порах меньшего размера и также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основопо­лагающем факте построена вся теория методов увеличения нефте­отдачи пластов. Имеющиеся представления об остаточной нефти в виде псевдотвердых слоев на поверхности пор не подтверждаются опытами смешивающегося вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды, как было показано, зависит от ее проницаемости, распределения размеров пор, а также от вязкости нефти и характера смачиваемости. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при ма­лой вязкости нефти коэффициент вытеснения может достигать 0,8—0,9 (рис. 7).

В слабопроницаемых ча­стично гидрофобных средах при по­вышенной вязкости нефти он со­ставляет 0,5—0,65, а в гидрофобных пластах — не более 0,25—0,4. Вместе с тем при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого дав­ления, углекислым газом и мицеллярным раствором коэффициент вы­теснения достигает 0,95—0,98. Отбор нефти из пластов скважинами и макронеоднородность пластов, вы­ражающаяся в изменении их свойств (проницаемости) по толщине и про­стиранию, являются причинами не­полного охвата пластов дренирова­нием и заводнением. В завод­ненном пласте остаются нефтенасыщенными слои, линзы и участки, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями [29, 33].

Процесс неполного охвата пластов заводнением и вы­теснением (дренированием) усугубляется неблагоприятным соот­ношением вязкостей нефти и воды. С повышением вязкости нефти и уменьшением вязкости воды охват пластов заводнением и дренированием резко уменьшается и служит основной причиной неудовлетворительной конечной нефтеотдачи пластов. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность очень за­висит также от размещения скважин и условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы, пропластки. Таким об­разом, целью для физико-химических методов увеличения нефте­отдачи пластов после их заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пластов с насыщенностью до 20—30 %, рассредоточенной по пористой среде, блокированной в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохва­ченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах с высокой непрерывной нефтена-сыщенностью, объем которой может достигать до 20—80% от начальных запасов (см. рис. 6).

При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах пласта, и в неохваченных процессом заводнения слоях и про­пластках во всех точках залежей, так как предельная минималь­ная нефтенасыщенность (10—20 %) не достигается даже в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам. А в зонах стягивания нефти у добывающих скважин, завершающих разработку, остаточпая нефтенасыщенность значительно выше критической, так как в неоднородных пластах при повышенной вязкости нефти эконо­мически рентабельная предельная обводненность продукции сква­жин (95—98 %) наступает при средней нефтенасыщенности плас­тов в призабойных зонах до 45—50 % и более. Эту особенность распределения остаточной нефтенасыщенности пластов — увеличе­ние ее от линии нагнетания до линии стягивания от 15—25 до 45—50% и более — следует учитывать при выборе опытных участ­ков по испытанию методов, схемы размещения скважин и расче­тах эффективности.

Если пласт разрабатывается при режиме растворенного газа, то остаточная нефтенасыщенность в отличие от заводнения прак­тически не зависит от проницаемости, а определяется газовым фактором, вязкостью нефти и снижением пластового давления. Вытеснение нефти газом, выходящим из раствора в свободное состояние при снижении пластового давления, происходит равно­мерно из всего объема пласта до критической газонасыщенности (12—18%), когда газ остается еще неподвижным. Затем начи­нается движение свободного газа по пласту, предпочтительно по высокопроницаемым слоям (трещинам). Нефтенасыщенность становится неравномерной: в слабопроницаемых слоях и зонах выше, а в высокопроницаемых — ниже. При длительном процессе разработки это распределение нефтегазонасыщенности в неодно­родном пласте за счет гравитационных сил может измениться. Газ будет стремиться занять верхние части пласта, а нефть — нижние. Остаточная нефтенасыщенность верхних и газонасыщен­ность нижних частей пласта будут определяться величиной, при которой наступает нулевая фазовая проницаемость для нефти и газа при трехфазном потоке и наличии анизотропии. При вытес­нении нефти расширяющейся газовой шапкой остаточная нефте­насыщенность загазованной части пласта выше заводненной (до 40—50 %), если проявление гравитационных сил слабое (в мало­проницаемых пластах).

Для успешного применения новых методов уве­личения нефтеотдачи пластов необходимо детальное изучение про­явления всех естественных сил в процессе разработки и особенно­стей состояния и распределения остаточной нефтенасыщенности, чтобы воздействовать на нее активными дорогими агентами.

Например, при нефтеотдаче пласта 50 % от балансовых запа­сов, достигнутой за счет естественного или искусственного завод­нения, оставшиеся запасы нефти распределены в первоначальном объеме залежи крайне неравномерно — от 10—15% в высокопро­ницаемых однородных зонах вблизи нагнетательных скважин до 65—70 % в слабопроницаемых неоднородных зонах у стягиваю­щего, центрального ряда добывающих скважин. В свою очередь, средняя величина 10-—-15 % от остаточных запасов нефти в высо­копроницаемых зонах может быть обусловлена распределением по линии вытеснения ее водой от 5—7 % у нагнетательных до 20—30 % у добывающих скважин, а 65—70 % в слабопроницаемых и неоднородных зонах — от 40—50 до 80—90% соответст­венно. Аналогичный диапазон распределения нефтенасыщенности в заводненной части пласта может наблюдаться вследствие его не­однородности в плане, по простиранию, перпендикулярно к линии.вытеснения.

Другое важнейшее условие успешного применения новых ме­тодов увеличения, нефтеотдачи пластов — знание свойств остаточ­ной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой нефти по разным причинам: вследствие расслоения нефти на легкие и тяжелые компоненты, остающиеся в пласте, вторичного изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с во­дой кислорода, микроорганизмов и пр.

Все эти особенности нефтенасыщенности пластов должны с особой тщательностью изучаться для обоснования технологии процесса.