3.8. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

Анализ результатов большого числа исследований, посвящен­ных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой.

Если пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиен­тов давления).

Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород >l--2 мкм² и т. д.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

В пластовых системах, в которых капиллярные про­цессы впитывания и перераспределения жидкостей в порах пла­ста и перетоков из одного пропластка в другой под влиянием капиллярных сил способствуют повышению эффективности вы­теснения нефти водой, нефтеотдача с увеличением скорости про­движения водонефтяного контакта уменьшается в связи с соот­ветствующим сокращением благоприятного проявления капил­лярных сил. Такой вывод получен в опытах с моделями трещино­ватых коллекторов и слоистых пластов, сложенных однородными пропластками различной проницаемости.

Для неоднородных пористых сред, строение которых характеризуется случайным изменением физических свойств по вертикали и по плоскости напластования, в зависимости от начальных физико-химических характеристик пластовой системы возникают различные по виду зависимости нефтеотдачи неодно­родной среды от скорости вытеснения.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от депрессии давления (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, известны факты включения в работу в ряде случаев дополни­тельных пропластков с увеличением депрессии, которые раньше (при меньших перепадах давления) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, ох­ватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отда­вавших нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на ре­зультаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в ре­альных условиях возможны их различные виды независимо от физико-химических свойств пласта.

3.9. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений

Пластовый газ рассматривается как сырье для нефтехимической промышленности и источник энергии, исследуют вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии. Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтя­ного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи. Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема Qgi извлеченного из пласта компонента к его геологическим запасам Q₃i. Раз­личают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах

, где i — компонент пластового газа; — остаточные запасы компонента.

Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются сле­дующим образом (в %):

Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85 — 95 %, в то время как коэффициент кон­денсатоотдачи изменяется от 30 до, 75 %.

Основными физическими факторами, влияющими на коэф­фициент газоотдачи, являются:

1) режим эксплуатации ме­сторождения;

2) средневзвешенное по объему порового про­странства пласта конечное давление в залежи;

3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта;

4) тип месторож­дения (пластовое, массивное);

5) темп отбора газа.

В общем случае объем остаточного газа в пласте в конке периода разработки можно выразить следующим равенством:

, где и - начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м³; , - соответственно конечные и средневзвешенные по газонасыщенному и обвод­ненному объемам порового пространства пласта безразмерные (т. е. отнесенные к атмосферному давлению) приведенные (т.е. деленные на соответствующие коэффициенты сверхсжимаемости z) давления;  —коэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной ( - ) зоны, доли единицы; Q(t)—текущий извлеченный объем газа; — начальная газо­насыщенность пласта; Q₃ —запасы газа.

Коэффициент газоотдачи можно выразить и так (в %):

где - начальное средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта приведенное (т. е. де­ленное на z) давление.

Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от раз­личных геологических, эксплуатационных и физических факторов.

1. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплуатации

2. Коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном ре­жиме эксплуатации

где для песков

для доломитов

В том случае, если

для песков

для доломитов

3. Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном ре­жиме эксплуатации

где , кроме того,  является функцией литологического строения пласта; Q(t)—годовой отбор газа из месторождения.

Если Q(t)/Q₃<0,2 и пласт представлен несцементирован­ным песком, то

Если и пласт представлен песчаником, то

На коэффициент газоотдачи влияют:

а) охват пласта вытеснением;

б) размеще­ние скважин на структуре и площади газоносности;

в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.

На коэффициент конденсатоотдачи в основном влияет:

1) метод разработки месторождения (с поддержанием пли без поддержания пластового давления);

2) потенциальное содержание конденсата (C5+) в газе;

3) удельная поверхность пористой среды;

4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность);

5) начальное давление и температура.

Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достига­ется при поддержании начального пластового давления в про­цессе отбора пластового газа.

Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного кон­денсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению

где - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.

Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при га­зовом режиме эксплуатации пласта можно опре­делить экспериментально в сосуде pVT (например, на установке УФР-2) в процессе дифференциальной конденсации пластового газа при пластовой температуре рассчитать аналитически и далее с учетом влияния по­ристой среды

где F— удельная поверхность пористой среды, см²/см³.

Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта можно найти по различным корреляционным зависимостям, полученным па основе обработки лабораторных экспериментальных данных.