Cтраница 3
Неравномерное заводнение нефтяных залежей и неполное вытеснение нефти водой из пористой среды обусловливается неоднородными свойствами пластов - их макро - и микронеоднородностью. Макронеоднородность пластов выражается в изменчивости по объему залежи проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой, а микронеоднородность пористой среды - в изменчивости размеров пор ( поровых каналов) и смачиваемости их поверхности. [31]
Предлагается разделить жидкости, фильтрующиеся в пористой среде, на подвижную и неподвижную части. Такое разбиение является уточнением характеристик фильтрующейся жидкости, так как скорости частиц жидкости лежат в диапазоне от нуля до некоторого значения г тах из-за микронеоднородности пористой среды. Поэтому можно предположить, что часть жидкости неподвижна, а часть движется с некоторой скоростью отличной от средней скорости, определяемой в равновесной теории. Изменение величины гидродинамических сил, доли различных фаз в потоке приводит к перераспределению подвижных и неподвижных частей жидкости. [32]
Коэффициент вытеснения К2 показывает потенциально доступную долю отбора дренируемых запасов нефти при достаточно длительной промывке пласта большим объемом вытесняющего агента. На величину этого коэффициента влияет различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, поверхностное натяжение на контакте нефти и агента, действие капиллярных сил, микронеоднородность пористой среды, начальная нефтенасыщенность и др. Многие из этих факторов зависят не только от характеристики пористой среды, но и от свойств и состава самой нефти. Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных экспериментах на образцах породы ( керна), отобранных из продуктивного пласта при соответствующих пластовых термобарических условиях. [33]
Неполнота ее вытеснения в микрообъеме пласта связана с различием физических свойств нефти и вытесняющего агента - наличием капиллярных сил на контакте нефти и агента и микронеоднородностью пористой среды, и не ограничена объемом прокачиваемого агента. Капиллярные силы на тех расстояниях, на которых они действуют, создают колоссальные градиенты давления, намного превосходящие градиенты за счет изменения забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [34]
Самым широко распространенным МУН ( ввиду доступности и относительно высокой эффективности) является искусственное заводнение, при котором восполняется энергия пластов и возможно регулирование охвата пластов различными гидродинамическими методами. Из геолого-физических факторов на эффективность заводнения наиболее сильное влияние оказывают [17]: соотношение подвижностей воды и нефти, неоднородность пластов, температура пласта, относительные размеры водонефтяных зон, микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и капиллярные силы, плотность сетки скважин, система заводнения. Эффективность нефтеотдачи при заводнении определяется такими процессами, как повышение охвата пласта дренированием, выравнивание проводимости пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды, увеличения ее вязкости и уменьшения подвижности, снижения вязкости нефти, объемного расширения нефти, уменьшения межфазного натяжения на границе нефть-вода, гидрофилизации пористой среды, ослабление капиллярных сил. [35]
В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реагентов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в предварительных исследованиях способность к образованию объемных агрегативно устойчивых осадков. Изменение фазовой проницаемости для воды связано с образованием сшитых термостабильных объемных структурированных осадков молекул силиката и полимера через щелочно-земельный катион соли. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщенности за счет выравнивания микронеоднородности пористой среды. [36]
В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реагентов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в предварительных исследованиях способность к образованию объемных агрегативно устойчивых осадков. Изменение фазовой проницаемости для воды связано с образованием сшитых термостабильных объемных структурированных осадков молекул силиката натрия и полимера через щелочно-земельныи катион соли. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщеннос-ти за счет выравнивания микронеоднородности пористой среды. [37]
В работе [69] показано также, что в пористой среде движение жидкости происходит со средней скоростью, соответствующей закону Дарси, а отдельные частицы ее опережают поток или отстают от него. Для характеристики замедления движения жидкости вводится понятие коэффициента извилистости Г, который определяется как отношение фактической длины линии тока к геометрической длине макропотока. Однако способ определения этого коэффициента не раскрыт и не увязан с характеристикой микронеоднородности пористой среды. [38]
Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами, - поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы. Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз в пористой среде ( на менисках) давление порядка 0 01 - 0 3 МПа. Направление действия и величины поверхностных сил определяются преимущественной смачиваемостью породы одной из насыщающих фаз и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов. Поэтому смачиваемость и микронеоднородность пласта - важнейшие характеристики, влияющие на количество, распределение и условия перемещения остаточной нефти. [39]
К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песчаных пластах ( пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Карбонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды ( изменчивость размеров пор и смачиваемость) - основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами. [40]
К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песчаных пластах ( пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Карбонатные коллекторы гид-рофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды ( изменчивость размеров пор и смачиваемость) - основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами. [41]
Остаточные запасы нефти, сконцентрированные в слабопроницаемых зонах пропластков и линз связаны, в основном, с макронеоднородностью пластов. При широких возможностях метода заводнения он не обеспечивает достаточной полноты извлечения нефти с применением различных гидродинамических МУН. Главными силами, противодействующими извлечению остаточной нефти, являются, как отмечено выше, капиллярные, вязкостные, гравитационные и упругие. Они обусловлены различием вязкости и плотности нефти и воды, избирательной смачиваемостью и микронеоднородностью пористой среды, снижением пластового давления. [42]
До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Следовательно, на поверхности пор первоначально оставалась непрерывная пленка воды. Однако, как уже отмечалось, в работах [38, 40, 7, 17, 47] показано, что эта пленка длительное время существовать не может. Под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходят разрыв ее и частичное оттеснение воды от поверхности пор. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз ( мениски) будет находиться под влиянием различного баланса энергии. [43]
До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Следовательно, вначале на поверхности пор остается непрерывная пленка воды. Однако существование этой пленки не может быть длительным, под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходит ее разрыв и частичное оттеснение воды с поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов становится неоднородной не только по сечению, но и по характеру смачиваемости - наряду с гидрофильной появляются участки с гидрофобной поверхностью. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз ( мениска) будет находиться под; влиянием различного баланса энергии. [44]
Микронеоднородность пористых сред, в том числе горных пород, обусловливается структурой пустотного пространства и в первую очередь разноразмерностью поперечного сечения проточных пор. В конечном итоге этим определяется неоднородность пористых сред по пористости и проницаемости, а также характер различных явлений, связанных с фильтрацией жидкостей и газов, с нефтегазонасы-щенностью и нефтегазоотдачей пород. Поэтому конкретная форма оценки микронеоднородности пород в виде соответствующего коэффициента имеет большое значение. Между тем оценка микронеоднородности пористых сред, как уже было показано ранее [152], возможна таким же путем, как и оценка неоднородности пород по пористости и проницаемости. Следовательно, исходными данными для определения микронеоднородности пористых сред должны быть емкость и размер проточных пор, которые определяются на капиллярной установке с полупроницаемой мембраной. [45]