Характеристика процесса вытеснения нефти водой и газом

Рассмотрим далее представления  различных исследователей о механизме  проявления и роли капиллярных процессов  при вытеснении нефти водой из пористых сред.

В гидрофобных пластах, где мениски  в каналах противодействуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластов  под их влиянием уменьшается. Поэтому  лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой  с низкими значениями межфазного натяжения при повышенных градиентах давлений.

Значительно труднее определить роль капиллярных сил и механизм их проявления в гидрофильных породах (опыты по капиллярному пропитыванию водой естественных кернов, заполненных  нефтью, показывают, что большинство  природных коллекторов нефти  в той или иной степени избирательно лучше смачиваются водой).

Многочисленные лабораторные и  промысловые наблюдения подтверждают возможность использования эффекта  впитывания воды в нефтенасыщенные  блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти из трещин коллекторов. Внешние гидродинамические  силы в трещиновато-пористой среде с небольшой проницаемостью нефтенасыщенных блоков способствуют быстрому прорыву вод по трещинам в эксплуатационные скважины. Применение в этом случае вод с высокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании с медленной скоростью продвижения вод способствует увеличению нефтеотдачи трещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естественного известняка кубической формы с размером 6-7 см за 25-30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

Многие исследователи считают, что во всех случаях воды с высокими значениями величин αсоsΘ, т. е. развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей.

Но вывод о благоприятном  влиянии капиллярных процессов  перераспределения жидкостей в  зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачу  неоднородного пласта, в котором  трещиноватость пород развита слабо, не подтверждается практическими данными  эксплуатации ряда нефтяных месторождений, приуроченных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т. е. когда  капиллярное пропитывание и перераспределение  в значительной степени ослаблены), характеризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. По большому числу опытов установлено, что данные, полученные для однородных пористых сред, двух- и многослойных моделей  пластов, состоящих из пропластков  различной проницаемости, нельзя полностью  использовать для природных пластов.

Естественные отложения, невидимому, обладают дополнительными специфическими особенностями, значительно изменяющими  характер проявления капиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов — сложный характер неоднородности физических свойств пород. В этих условиях и закономерности проявления капиллярных сил должны быть более  сложными.

Представление о благоприятной  роли процессов капиллярного проникновения  воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-за упрощенного моделирования  неоднородных пластов.

Естественные коллекторы нефти  обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади  залегания и в вертикальном направлении, характеризующейся случайным законом  распределения его параметров. В  результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченных водой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды оплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщенные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под действием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей оплошности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется  не более 30-40 % (редко 50%) нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся же при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания _у водой в пластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.

Резюмируя сказанное о роли капиллярных  сил в зоне совместного движения воды и нефти, необходимо отметить, что задача - следует ли увеличивать или уменьшать капиллярные силы так же, кате и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зернистых неоднородных коллекторов, как мы видели, процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

 

 

 

 

 

 

Заключение

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся  и поддерживаются искусственно путем  нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется  внешними агентами – краевой или  нагнетаемой водой, свободным газом  газовой шапки или газом, нагнетаемым  в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных  деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой  и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент  движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти  замещающими ее агентами никогда  не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор  в процессе замещения вытесняющая  жидкость или газ с меньшей  вязкостью неизбежно опережает  нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти, и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы.

1.Гришин Ф. А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М., Недра, 1975.

2.Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. 

3.Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика.

4. http://www.ngpedia.ru/id575549p1.html

5. http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/413-klassifikatsiya-i-kharakteristika-sistem-razrabotki

6. http://matsopru.ru/geologicheskie-osnovy-razrabotki-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/211-dinamika-dobychi-nefti-gaza-poputnoj-vody-iz.html

7. http://bibliofond.ru/view.aspx?id=556118