4.4. Поршневое и непоршневое вытеснение нефти.

В параграфах 4.1,4.2 рассмотрены модели, отражающие особенности геологического строения пластов, фильтрационно – емкостных свойств и степень их изученности. С физической точки зрения в каждой из этих моделей реализуются два варианта. Первый - поршневое вытеснение нефти водой или другим реагентом, второй – непоршневое вытеснение.

4.4.1. Поршневое вытеснение.

Рассмотрим поршневое вытеснение нефти водой на простом примере – линейное вытеснение или прямолинейно – параллельную фильтрацию, рис.4.7

Рис.4.7. Поршневое вытеснение нефти водой, x_ф(t)- фронт вытеснения нефти водой,_св - коэффициент связанной остаточной воды, _но – коэффициент остаточной нефти, h – толщина пласта, _но=1-^*, ^* - предельное значение коэффициента водонасыщенности, при котором фильтрация нефти прекращается.

Фронт вытеснения перемещается от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, вытесняя нефть. За фронтом вытеснения движется только вода, нефть не движется, ее количество определяется коэффициентом _он=1-^* , рис.4.4. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, количество неподвижной связанной воды характеризуется параметром _св. Водонасыщенность на фронте вытеснения и за ним постоянна и равна ^*.

Когда фронт вытеснения достигнет галереи добывающих скважин, продукция полностью обводняется. Действительно, k^*_н(^*)=0, и из (4.5) f(^*)==1. Таким образом, обводненность равна 1, а водонасыщенность меньше 1. Поршневое вытеснение может иметь место только в однородных высокопроницаемых коллекторах или в высокопроницаемых пропластках пластов. Используется для приближенного расчета показателей разработки.

4.4.2. Непоршневое вытеснение.

Как и в предыдущем параграфе рассмотрим линейное вытеснение нефти водой. При непоршневом вытеснении за фронтом вытеснения образуется зона двухфазной фильтрации нефть – вода, рисунок 4.8.

Рис.4.8. Схема непоршневого вытеснения нефти, _н – коэффициент нефтенасыщенности в зоне совместной фильтрации.

В отличие от поршневого вытеснения за фронтом вытеснения возникает совместная фильтрация двух фаз нефти и воды - В+Н. Причем в силу неоднородности коллектора и хаотичного распределения в пространстве поровых каналов разных радиусов проявляется эффект Жамена [1]. Столбики, частицы нефти вытесняются водой, и столбики воды вытесняются нефтью. На границе фаз взаимодействия частиц – менисках и стенками порового канала возникают дополнительные сопротивления – капиллярные давления, которые необходимо преодолевать внешним давлением закачиваемой в пласт воды.

При достижении фронта вытеснения галереи добывающих скважин продукция начинает обводняться постепенно и в отличие от поршневого вытеснения эксплуатация скважин продолжается, поскольку нефтенасыщенность при непоршневом вытеснении на фронте вытеснения меньше предельной *.

Размеры зон двухфазной фильтрации могут быть довольно значительными, а время совместной добычи нефти и воды достигает десятки лет. Доля воды в добываемой продукции возрастает, если не применять методов по ее ограничению, например, изменения профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляцию, отключение высокопроницаемых пропластков на забоях добывающих скважин (модель Каземи или Серра).