Глава VII механизм вытеснения нефти водой из пористой среды

§ 69. Связь нефтеотдачи с механизмом

Вытеснения нефти из пористых сред

Как уже упоминалось, считается, что в недрах нефтяных место­рождений, заброшенных после достижения экономически целе­сообразного предела их эксплуатации, остается в среднем около половины первоначальных запасов нефти.

Следует еще иметь в виду, что множество нефтяных пластов, вскрытых при разведке залежей, вообще не вводилось в эксплуа­тацию, как не имеющее промышленной ценности вследствие срав­нительной малой нефтенасыщенности, плохих качеств коллектора и других причин. Такие месторождения содержат огромные запасы нефти.

Можно ли увеличить отбор нефти из новых залежей, могут ли быть в будущем извлечены хотя бы частично остаточные запасы нефти старых заброшенных месторождений, имеющих признаки нефти, каковы пути увеличения нефтеотдачи пластов — таковы основные вопросы, которые весьма важно разрешить для суще­ственного увеличения ресурсов нефти.

Решение всех этих вопросов тесно связано с механизмом вытес­нения нефти водой и газом из пористых сред. Под механизмом вытеснения принято понимать совокупность физических и физико-химических процессов, протекающих в пласте при движении в поровом пространстве нефти и вытесняющих ее агентов — воды и газа.

Задачу увеличения нефтеотдачи пластов нельзя до конца разре­шить, если не будет четко известно, как происходит вытеснение нефти водой и газом, каковы причины, способствующие задержке нефти в пласте, в каком виде находится остаточная нефть, как влияют на закономерности вытеснения физические свойства пород и пла­стовых жидкостей, а также гидродинамические условия вытесне­ния — скорость продвижения водо- и газонефтяного контакта (гради­енты давлений), соотношения вязкости жидкостей и т. д. Механизм вытеснения в конечном счете определяется также и множеством других факторов, как, например, температура и давление в пласте, коли­чество и качество остаточных вод, капиллярные процессы, химиче­ский состав нефти и вод, количество и состав растворенного газа и т. д.

Столь большое число факторов, определяющих механизм вытес­нения нефти из пористых сред, затрудняют его изучение. Поэтому многие детали этого процесса еще недостаточно исследованы, что и является причиной отставания в разработке совершенных методов увеличения нефтеотдачи пластов, которые бы позволяли извлечь практически всю нефть из новых и старых залежей. Однако в соот­ветствии со значением проблемы увеличения нефтеотдачи пластов изучению механизма вытеснения нефти из пористых сред уделяется очень большое внимание и в этой области накоплен обширный ма­териал как отечественными, так и зарубежными исследователями.

§ 70. Общая схема вытеснения нефти водой и свободным газом из однородных и неоднородных пластов

Наибольшее распространение в природных условиях имеют залежи, которые дренируются вследствие напора воды или энергии газа. Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами — краевой или нагнетаемой водой или свободным газом газовой шапки. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения имеет много общих черт.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся вместе и 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 позади водонефтяного контакта, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. Увеличение водонасыщенности до 50—60%, например, влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увле­кается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная кар­тина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из момен­тов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 95 (сплошная линия). Пунктирными линиями показано приблизительное распределение нефти и воды в пласте при других положениях водонефтяного контакта.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значе­ния (ρ_mах, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды ρ_п. При этом в пласте можно наметить три зоны (/, // и ///). В первой из них от ρ_mах до ρ_ф на условном контуре вытеснения плавно понижается водонасыщенность по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой происходит постепенное вымывание нефти. Второй участок от ρ_mах до ρ_П (область //) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от области I вымывания нефти к области /// движения чистой нефти. При постоянной скорости вытеснения длина этой области остается приблизительно постоян­ной, поэтому ее принято называть стабилизированной зоной. Длина ее в естественных условиях может достигать не­скольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количе­ственная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Так, вследствие очень малой вязкости газа «поршневое» вытес­нение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15% от объема пор. При росте газонасы­щенности в потоке будет преобладать газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струей газа. При газонасыщенности ~35% двигаться в пласте будет только один газ. Общая картина изменения водонасыщенности по длине пласта со временем при вытеснения нефти водой из неоднородных пластов остается такой же, как и при однородных пористых средах. Но при этом возникают свои дополнительные особенности, определяющиеся характером неоднородности пород.

Рассмотрим, например, схему потока жидкостей при вытеснении нефти из слоистого пласта (рис. 97). Пусть проницаемость верхнего слоя k₁ будет больше проницаемости нижнего k₂. Тогда под действием внешнего перепада давления (p1—р2) вода по верхнему слою будет передвигаться быстрее и в один из моментов времени положение водонефтяных контактов (ВНК), допустим, будет таким, как пока­зано на рис. 97. Исследования показывают, что пропластки не ве­дут себя как изолированные и потоки в них взаимодействуют друг с другом под действием дополнительных сил, возникающих в про­цессе вытеснения между пропластками. На характер изменения водонасыщенности в пропластках при этом будет также влиять переток жидкости между ними, происходящий под действием силы тяжести, капиллярных сил и вертикального градиента давлений. Последний возникает вследствие различного распределения давле­ний в пропластках (рис. 97).

Допустим, что свойства нефти и воды в обоих пропластках одинаковы, проницаемость верхнего слоя в 2 раза больше, чем нижнего (k₁=2k₂₎ и соотношение вязкостей воды и нефти μ_Н/μ_В= 0,5 (вытеснение маловязкой нефти рассолами с высокой концентрацией солей).

Из закона Дарси следует, что градиент давления обратно про­порционален проницаемости и прямо пропорционален динамиче­ской вязкости жидкости

, (7.1)

где p₁ — p₂ — перепад давления на участке длиной L; Q — рас­ход жидкости через пропласток; (д, — динамическая вязкость жид­кости; k — проницаемость пропластка; F — площадь сечения пропластка.

Следовательно, при одинаковом расходе жидкости через пропластки градиенты давлений в обводненной части пласта будут в 2 раза выше, чем в нефтяной, и распределение давлений в про­пластках будет при этом таким, как это показано на рис. 97. Ле­вее точки С линия давлений в более проницаемом слое проходит выше, чем в нижнем пропластке, а правее точки С наоборот. Это означает, что между пропластками под действием внешнего перепада давлений возникают градиент давлений и переток жидкости. В рассматриваемом примере он усиливается силой тяжести воды и про­цессами капиллярного замещения нефти на воду в пропластках малой проницаемости, если породы гидрофильны.

Следует, однако, иметь в виду, что в природных условиях рас­ходы жидкости в пропластках не одинаковы (в малопроницаемом пропластке скорость фильтрации меньше), а действие капиллярных сил ослабляется вследствие гидрофобизации пород нефтью. Поэтому явления перетока, несмотря на некоторое благоприятное действие капиллярных и гравитационных сил, чаще всего не настолько ин­тенсивно, чтобы уравнять полностью движение фронта воды в обоих пропластках. Вода обычно прорывается далеко вперед по более проницаемым участкам.

Еще более сложной оказывается схема вытеснения нефти водой из пластов не однородных и по вертикали и по площади залегания. Именно такие пласты, по-видимому, наиболее распространены в природе.

В связи с прорывом воды по более проницаемому участку вслед­ствие местной неоднородности физических свойств пород по пло­щади залегания строение водонефтяного контакта в каждом из пропластков будет сложным. Кроме явлений перетока в пластах неоднородных и по площади залегания и по вертикали, еще большее значение приобретают процессы капиллярного пропитывания и пе­рераспределения жидкостей на водонефтяном контакте в связи с его значительным удлинением из-за образования местных изгибов и языков обводнения.

Такова в общих чертах схема вытеснения нефти водой и газом из однородных и неоднородных пористых сред.

Общая схема вытеснения недостаточно освещает процессы, про­исходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с не­одинаковыми физическими свойствами остается той же самой. Во всяком случае она не дает ответа на вопрос, почему различные воды вытесняют при всех прочих условиях неодинаковое количество нефти из породы. Точно так же одной общей схемы вытеснения недоста­точно для решения многих других вопросов промысловой практики, как, например, выбор режима нагнетания воды в залежь при ее раз­резании, чтобы получить наибольшую нефтеотдачу, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы, какие величины нефтеотдачи следует ожидать в зависимости от конкретных условий в залежи, какие методы увеличения нефтеотдачи необходимо использовать, чтобы извлечь возможно большее количество нефти из данной за­лежи, и т. д. Все эти и многие другие вопросы могут быть разре­шены тем успешнее, чем больше будет известно об отдельных сторо­нах механизма вытеснения нефти из пластов.