15.4 Вплив аномальних властивостей нафти на охоплення пласта фільтрацією

В’язкопластичні властивості нафти зумовлюють зменшення коефіцієнта охоплення пласта фільтрацією як по його товщині, так і по площі. Під коефіцієнтом охоплення β_ох розуміють відношення об’єму породи, охопленої витісненням, до всього об’єму нафтовмісної породи.

За наявності в розрізі продуктивного пласта п окремих, гідродинамічно ізольованих пропластків (іншими словами, відсутнє перетікання між окремими шарами з різною проникністю) сумарний дебіт

, (15.21)

де дебіт кожного пропластка з різною значиною початкового перепаду тиску виражається формулою (15.11):

, (15.22)

причому за .

Зрозуміло, що зі збільшенням депресії тиску окремі пропластки послідовно включатимуться в роботу, а індикаторна діаграма представлятиметься ламаною лінією (рис. 15.7, а). У випадку гідродинамічно пов’язаних пропластків індикаторна лінія буде кривою, опуклою до осі депресії тиску, що свідчить про зростання коефіцієнта гідропровідності.

Звідси можна простежити зв’язок між зміною ефективної (працюючої) товщини пласта h_еф і нелінійними ефектами під час зміни перепаду тиску (рис. 15.7, б). Оскільки з ростом депресії тиску збільшується кількість пропластків, в яких рухається в’язкопластична нафта, то досліджуючи глибинним (свердловинним) дебітоміром профіль припливу (вимірюючи дебіт кожного пропластка Q_ij, де і – номер пропластка; j – номер режиму роботи) на різних режимах, тобто за різних депресій тиску , можна виявити зміну (збільшення) ефективної товщини пласта (охоплення пласта розробкою по товщині) внаслідок підключення до роботи окремих пропластків (див. рис. 15.7). Так, на першому режимі ефективна товщина , на другому – і тільки на третьому режимі ефективна товщина дорівнює нафтонасиченій ( ), де h_і – товщина і-того пропластка; і = 1, 2, 3.

Тоді коефіцієнт охоплення пласта розробкою по товщині на j-тому режимі β_{ох j} =  / .

У разі фільтрації до свердловини або до групи свердловин градієнт тиску різний у різних точках пласта (див. підрозд. 4.3) і може набувати значин, що дорівнюють або менші від граничного градієнта тиску . У таких точках рух в’язкопластичної нафти практично відсутній, отже, утворюються застійні зони або так звані цілики нерухомої залишкової нафти. Витіснювальна вода швидко проривається у видобувні свердловини, обходячи застійні зони.

Гідродинамічно оцінити розміри цих ціликів досить складно. Розглядають граничний стан – ті найбільші розміри ціликів (так звані гранично-рівноважні цілики) залишкової нафти, які можуть існувати в обтікаючому їх фільтраційному потоці води. Встановлено, що розміри застійної зони і коефіцієнт охоплення пласта витісненням залежать від параметра

, (15.23)

де q – дебіт свердловини на одиницю товщини пласта;  – динамічний коефіцієнт в’язкості витіснювальної рідини (води); L – характерний лінійний розмір області фільтрації (наприклад, половина відстані між сусідніми свердловинами).

Коефіцієнт охоплення пласта витісненням _ох збільшується з ростом параметра _с. Так, у разі збільшення _с від 0 до 5 коефіцієнт _ох у п’ятиточковій схемі заводнення (рис. 15.8, а) підвищується від 0 до 0,8, а за подальшого росту _с до 10 він підвищується практично до 1,0 (рис. 15.8, б), як і в разі витіснення ньютонівської нафти водою.

Наприклад, у випадку двошарового пласта з товщинами високо- та малопроникного пропластків відповідно 0,8 і 3,2 м, з коефіцієнтами проник­ності 0,5 і 0,125 мкм², з початковими градієнтами тиску ₁ = 2·10^-3 МПа/м і ₂ = 4·10^-3 МПа/м, з характерним розміром L = 250 м за питомого дебіту q = 50 м³/(доба·м) у високопроникному пропластку коефіцієнт охоплення _ох1 = 0,9, а в малопроникному – _хо2 = 0,5.

Отже, відсутність фільтрації в окремих пропластках та утворення застійних зон під час витіснення нафти водою призводить до зменшення нафтовилучення із пластів. По родовищах Азербайджану зменшення коефіцієнту нафтовилучення оцінили в 1,4 рази. Зазначимо, що зменшення коефіцієнта охоплення пластів може бути викликане також деформацією порід та іншими причинами. Збільшення нафтовилучення із покладів в’язкопластичних нафт може бути досягнуто ростом відборів рідини, зменшенням відстаней між свердловинами і т. д.

За наявності в’язкопружних (релаксаційних) властивостей нафти (Усинське, Візейське та інші родовища) характер витіснення має складніший характер. Нагадаємо, релаксація – це процес переходу системи з нерівноважного стану в рівноважний, що супроводжується зміною напруг, деформацій, в’язкості і т. д. Такими властивостями найчастіше характеризуються важкі нафти (з густиною звичайно понад 934 кг/м³). В’язкопружні властивості виражаються збільшенням позірної в’язкості (опору руху) з ростом швидкості фільтрації в каналах змінного перерізу. Якщо процеси деформації відбуваються повільно, то рідину можна вважати в’язкою. Навпаки, в разі швидкозмінних процесів в’язкопружна рідина веде себе як пружне тіло. Сказане пояснюється моделлю Максвела:

, (15.24)

коли основну роль відіграє відповідно перший або другий член у правій частині рівняння, де Т_р – час релаксації.

У великих за величиною радіуса порах позірна в’язкість може бути більшою, ніж у дрібних, а це призводить до вирівнювання швидкостей руху рідини в порах різного розміру.

У ході витіснення в’язкопружної нафти водою виявляються дві протилежні тенденції: з підвищенням швидкості фільтрації (або градієнта тиску) зростає позірна в’язкість нафти, але зростання в’язкості нафти викликає зменшення коефіцієнта витіснення (див. підрозд. 12.3). Збільшення позірної в’язкості більшою мірою проявляється в більш проникних прошарках, в результаті чого вирівнюється фронт витіснення і підвищується коефіцієнт охоплення по товщині, тобто у кінцевому підсумку підвищується нафтовилучення.

У реальних умовах стан ускладнюється також ще й тим, що одна й та ж нафта за малих швидкостей може проявляти властивості псевдопластичної, а за великих – в’язкопластичної чи дилатантної (те саме зі збільшенням швидкості зсуву зростає позірна в’язкість) рідини. Ці питання вимагають подальших досліджень.