4.4 Обобщенная схема вытеснения нефти и газа водой

Отечественные технологии разработки нефтяных (нефтегазовых) ме­сторождений, начиная с 50-х годов прошлого столетия, базируются на за­воднении пластов. Старые месторождения эксплуатировались на режимах истощения и на завершающей стадии разработки закончили свою историю на режиме растворенного газа и даже гравитационном режиме.

При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима нефть вытесняется в ствол скважины под действием напора контурных вод. Этот процесс сопровождается изменением положения контура водоносности.

Включающийся далее в работу напор нагнетаемых вод (система ППД) создает условия для дальнейшего поддержания и развития упруговодонапорного режима, поэтому длительное время месторождения эксплуатируются на водонапорных режимах.

Одно из основных допущений при решении задач о вытеснении нефти и газа водой состоит в том, что не учитывается разница в плотностях флюидов, т.е. плотности нефти и воды принимаются одинаковыми. Это допущение позволяет считать границу контакта «нефть – вода» вертикальной. В то же время учитываются различия в вязкостях нефти-воды и газа-воды. При этом жидкости принимаются несжимаемыми, пласт горизонтальным, режим пласта водонапорным, фильтрация происходит по линейному закону (В.Н. Щелкачёв, 2001 г.).

На газовых месторождениях также преобладает водонапорный режим с теми же процессами, что и на нефтяных месторождениях.

Нефть и вытесняющий ее агент при заводнении пластов движутся в пористой среде одновременно, но в процессе вытеснения (водой или газом) пол­ного замещения ее в пустотном объеме коллекторов не происхо­дит. Даже при моделировании (идеализированных) процессов вытеснения нефти водой, которые называют «поршневыми», введено понятие скачка насыщенности на фронте вытеснения от начальной нефтенасыщенности S_нн до конечной S_нк.. Водонасыщенность пласта уменьшается при этом от максимального значения до значения насыщенности «погребённой» воды. При этом считается, что образуются 3 зоны в области вытеснения, связанные со снижением коэффициента водонасыщенности. Первая зона называется стабилизированной зоной (Ф.Ф. Крейг, 1974 г.), которая характеризуется определённым динамическим равновесием между капиллярными и вязкостными силами.

В 1941 году Леверетт, основываясь на известином законе Дарси, предложил теорию движения отдельных фаз в многофазном потоке. Для применения теории фронтального вытеснения Баклея-Леверетта необходимо иметь соответствующие кривые относительных проницаемостей для нефти и воды и значения их вязкостей. Для горизонтального залегания пластов выведено следующее уравнение:

_{EMBED Equation.3} (4.11)

Аналогичная картина наблюдается и при вытеснении нефти газом, однако при этом максимальная газонасыщенность пласта не должна превышать 15%.

Вследствие наличия микронеоднородностей пористой среды и влияния по­верхностных сил на границах фаз происходит диспергирование одной жидкой фазы в другой. При этом непрерывно изменяются насыщенность и фазовые проницаемости для нефти и вытесняющего агента. Поэтому возрастает содержание воды в потоке в каждом фиксированном сечении пласта (в т.ч. на стенке скважины). От начального положения границы раздела «нефть-вода» (ВНК или начального фронта вытеснения при разрезании залежей нефти нагнетательными рядами) до контуров отбора (добывающих рядов скважин) насыщенность непрерывно изменяется. Изучение явлений, связанных с проявлением капиллярных сил в реальных пористых средах, является очень сложной проблемой (Котяхов Ф.И., 1975 г.). Принципиальная схема данного процесса представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Обобщенная схема вытеснения нефти водой (изменение насыщенностей по направлению движения вытесняющей воды: 3 зоны) Sнн - начальная нефтенасыщенность; Sнп - начальная полная насыщенность подвижной нефтью; Sнп - насыщенность подвижной нефтью за фронтом вытеснения; Sно - остаточная нефтенасыщенность

Как следует из схемы, за счет влияния капиллярных сил на фронте вытеснения наблюдается более ярко выраженное изменение насыщенностей. Фронта четкого как такового нет, существует переходная зона, ши­рина которой зависит от многих факторов (геологических, физических и технологических).

Из схемы следует, что сечение пласта, характеризующее указанное усло­вие, будет постепенно передвигаться от начального положения границы раздела «вода-нефть» до линии последнего ряда добывающих скважин. Сле­довательно, в многорядных системах скважин условие достижения полной про­мывки зоны приведет к необходимости поэтапного выключения из работы внешних рядов (что может сопровождаться переносом линий нагнетания на место отключенных рядов).

Аналогичная картина наблюдается при вытеснении нефти газом. При этом максимальная газонасыщенность пласта не должна превышать 15 %. Возможная разница будет, очевидно, количественной из-за низкой вязкости газа. Считается, что «поршневое» вытеснение нефти газом может происходить только при газонасыщенности до 15 % от объема пор. При большем содер­жании газа проявляется механизм вовлечения нефти в поток газа. При га­зонасыщенности 33 – 35 % в пласте будет двигаться только газ. Эти усло­вия возникают независимо от того, какой газ присутствует в пористой сре­де (газ из газовой шапки или выделившийся из раствора при снижении пластового давления ниже давления насыщения). В некоторых случаях растворенный в нефти газ является единственным источником пластовой энергии и тогда условия выработки запасов самые неблагоприятные (КНО = 0,10-0,18). Этот режим работы, как правило, наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения.

Для изучения механизма вытеснения нефти газом процесс исследо­вался в тонких прозрачных пористых средах [1]. Было установлено, что даже при интенсивном снижении давления большого числа пузырьков не образуется. При этом уменьшается степень перенасыщения нефти газом вблизи расширяющегося пузырька. Обычно первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой час­ти пористой среды, затем они формируются в длинную газонасыщенную структуру.

После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек продолжается преимущественно в свободной зоне, т.к. ка­пиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с мень­шим сечением капиллярных каналов. Образовавшиеся газовые пузырьки вытесняют нефть в объеме, который они занимают в поровом пространст­ве. Эффективно этот процесс протекает до того момента, пока газонасы­щенные участки еще перемежаются с нефтью.

Как было указано выше, за фронтом вытеснения (в переходной зоне и за ней) проявляются эффекты Жамена, которые препятствуют процессу вытеснения нефти. При гидрофильном характере коллектора на границе «нефть-вода» возникает (за счет менисков) давление, способствующее процес­сам капиллярной пропитки, что приводит к улучшению процессов вытес­нения нефти. Механизм этого процесса обусловлен разной величиной дав­лений, развиваемых в каналах небольшого сечения и в крупных порах. При этом мо­гут возникать условия для противоточной пропитки (вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, а по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть). Интенсивность этих процессов зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения величин внешних и капиллярных сил. Очевидно, что, когда перепады давления доста­точно велики, фронт вытеснения может перемещаться настолько быстро, что за счет гистерезисных эффектов в гидрофильном пласте наступающие углы смачивания становятся близкими к 90° (или даже больше). В таких условиях процессы капиллярной пропитки начинают затухать или исчезают совсем. Однако чаще эти процессы проявляются, так как реальные скорости продвижения фронта вытеснения в пластах не превышают 0,5 - 1,0 м/сут.

Одним из способов повышения нефтеотдачи пластов является закачивание в прискважинную зону нагнетательных скважин высококонцентрированных водных растворов минеральных солей (например хлорида кальция).

Усиление действия электрокинетических явлений происходит по следующим причинам.

Известно, что на границе раздела двух фаз, обладающих различными физико-химическими свойствами (например, внутрипоровой поверхностью пласта-коллектора и насыщающей поровое пространство водой), возникает двойной электрический слой (ДЭС). Ионы первого слоя (гельмгольцевый слой) прочно связаны с поверхностью твёрдого тела и практически не участвуют в движении. Толщина этого слоя составляет радиус одного сольватированного иона. Далее (по Штерну) располагаются диффузные слои рыхлосвязанной воды, а затем вода или водный раствор солей свободного объёма.

Под воздействия любого силового поля (гидродинамического напора, под воздействием электрических полей и т.д.) диффузные слои рыхло связанной воды приобретают некоторую подвижность вдоль поверхности скольжения, расположенной внутри диффузных слоёв. При увеличении амплитуды силового поля поверхность скольжения смещается в сторону границы «гельмгольцевого» слоя и диффузных слоёв. Полная разность потенциалов между гельмгольцевым слоем и внешней границей диффузных слоёв называется электрокинетическим или дзета - потенциалом (ζ-потенциал). В целом ионно-катионный состав воды ДЭС делает внутреннюю поверхность коллектора электронейтральной.

Добиться нарушения установившегося равновесного состояния можно двумя способами:

-наложением внешнего электрического поля;

• изменением концентрации растворов.

Объём диффузных слоёв рыхлосвязанной воды можно регулировать изменением концентрации и валентности определяющих ионов солей в водных растворах свободного объёма. При этом катионы более высокой концентрации вытесняют из объёма диффузных слоёв катионы с более низкой валентностью и частично из гельмгольцевого слоя. Толщина двойного электрического слоя изменяется в сторону его уменьшения. Происходит как бы сжатие диффузных слоёв. За счёт этого внешняя часть воды диффузных слоёв переходит в воду свободного объёма и приобретает подвижность без воздействия на нее силовыми полями.

Если во внутрипоровый объём пласта – коллектора ввести в качестве свободного объёма водный раствор хлорида кальция 10 % концентрации, то между солевым составом ДЭС (например, характерным для месторождений Западной Сибири), обогащённом, как и пластовые воды, солями натрия, начнётся активный ионно – обменный процесс. Активность ионов 10 % раствора хлорида кальция в два раза выше активности ионов хлорида натрия, содержащихся в пластовых водах месторождений Западной Сибири. Поэтому начнётся процесс замещения катиона Na⁺ ДЭС на более активный катион Ca⁺⁺. При наличии катиона Ca⁺⁺ в свободном объёме воды или его некотором избытке процесс будет продолжаться до полного замещения ионов Na⁺ на Ca⁺⁺. При этом объём диффузных слоёв (от их внешней границы до плоскости скольжения) уменьшится. Часть диффузных слоёв перейдёт в свободный объём. При этом доля подвижной вытесняемой воды во внутрипоровом пространстве пласта – коллектора в целом возрастёт, а также возрастёт гидравлический радиус пор и проницаемость коллектора в пластовых условиях, а следовательно, повысится и охват вытеснения нефти водой в низкопроницаемых коллекторах.

Данный вывод подтверждается результатами промысловых экспериментов, проведённых на скважинах Самотлорского месторождения Западной Сибири.

В разведочной скважине в пласт было закачано 15 м³ 3 %-го водного раствора хлорида кальция. При освоении скважины были отобраны пробы отработанного раствора. Результаты анализа раствора показали полное отсутствие в нём ионов кальция (таблица 4.1).

Таблица 4.1 - Результаты анализа вод

Раствор	Химический состав, мг/л					Примечание
	Сl-	Na+	K+	Ca++	Mg++
Вода р. Вах (для бур. раствора)	22,2	10	0,45	2,0	не/обн.	Пробы отработанного раствора отобраны на устье скважины.
Сеноманская вода (для сравнения)	10589	6500	34	525	109
Исходный раствор СаСl2 (закачанный в пласт)	8560	100	480	4290	381,9
Отработанный раствор СаСl2 (эмульсия)	370	3750	15	не/обн	не/обн

В результате ионно-обменного процесса в поровом пространстве нефтенасыщенного коллектора образовалось новое соединение эмульсионного характера – мылонафтонатрового состава. По реологическим свойствам образовавшиеся эмульсии в 1,61 раза превышают реологические параметры нефтей (Ягафаров А.К., 1984 г.)

Анализ отработанного раствора (эмульсии - мылонафта), 10 % водного раствора хлорида кальция по другим скважинам показал, что в результате происшедшего ионно-обменного процесса в нём формируются кристаллы NaCI (поваренной соли). Они могут выпадать в осадок прежде всего в прискважинной зоне пласта. Кроме выпадения отдельных кристаллов наблюдалось повсеместное кристаллообразование в глобулах отработанного раствора водо-нефтяной эмульсии, что повышало вязкость новообразований. Этот фактор способствует процессу выравнивания профиля вытеснения нефти водой.

В целом эффективность работ по вытеснению нефти водой и повышению нефтеотдачи происходит за счёт следующих факторов:

1. За счёт инициации ионообменных процессов с активным замещением катионов Na⁺ на Ca⁺⁺, снижения объёма диффузных слоёв рыхлосвязанной воды в ДЭС, увеличения подвижной воды в поровом пространстве коллектора.

2. Выравнивание фронта вытеснения за счёт образования более вязких по отношению к пластовой воде соединений - мылонафтов натрового состава и водонефтяной эмульсии при наличии в её глобулах кристаллов поваренной соли. Образование мылонафтов и дальнейшее их продвижение в глубь пласта происходит по схеме технологий выравнивания профилей приёмистости скважин с применением вязко – упругих гелеобразующих и осадкообразующих составов.

3. Увеличения гидравлического радиуса пор коллектора и улучшения фильтрационных свойств объекта воздействия и более полного вытеснения (доизвлечения нефти) нефти водой из гидрофильных коллекторов пониженной проницаемости.

При проведении работ на скважинах необходимо стремиться к максимальному использованию электрокинетических явлений, т.е. снижению значения дзета-потенциала (ζ). При этом максимальный эффект в данной технологии достигается при «изоэлектрическом состоянии» потенциала (ζ), т.е. когда он будет равен нулю.

Вместе с тем при объяснении механизма действия капиллярных сил на процесс вы­теснения также существуют различные точки зрения. Большинство исследователей считает, что воды с высокими значениями величин σ·Cosθ, то есть развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочти­тельны для заводнения нефтяных залежей. Однако известны залежи, со­держащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на грани­це с нефтью (т.е. когда капиллярная пропитка значительно ослаблена), ха­рактеризующиеся достаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи. При этом капиллярное давление с увеличением водонасыщенности уменьшается.

В лабораторных условиях часто рассматриваются и исследуются следующие процессы:

• вытеснение несмачивающей жидкости из капилляра;

• вытеснение смачивающей жидкости из капилляра;

• вытеснение несмешивающихся жидкостей из трубок и нефтеотдача;

Полученные на моделях результаты по изучению указанных процес­сов зачастую не согласовываются с практическими данными из-за невозможности вос­произведения натурных условий. Пласты в естественных условиях залега­ния характеризуются неоднородностью как по площади, так и по разрезу, а пара­метры их изменяются случайным образом. Вследствие этого при перемещении ВНК формируется «рваный» контакт, появляются зоны и пропластки, обойденные фронтом продвигающейся воды.

Многочисленные лабораторные и промысловые исследования под­твердили возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для увеличения извлекаемых запасов нефти из порово-трещиноватых коллекторов. Внешние гидродинамические градиенты дав­ления в таких коллекторах (с низкой проницаемостью поровых нефтенасыщенных блоков) способствуют быстрому прорыву вод по трещинам к до­бывающим скважинам. Применение в таких случаях вод с высокой способ­ностью проникать в нефтенасыщенную породу блоков, окруженных тре­щинами (в сочетании с медленной скоростью продвижения вод) способст­вует повышению нефтеотдачи трещиноватых коллекторов под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитываю­щаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естест­венного известняка кубической формы ( размерами 6÷7 см) за 25 - 30 дней. С увеличением объемов образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

В естественном залегании коллектора характеризуются более слож­ной структурой пустотного объема и могут не соответствовать полученным лабораторным результатом. Однако предложенные модели пластов из высоко- и низкопроницаемой частей коллектора (как бы «вложенные» од­на часть в другую) послужили развитию теории нестационарного заводне­ния, в т.ч. циклического метода закачивания воды, что подтвердило практиче­скую ценность нестационарного заводнения не только в порово-трещиноватых, но и в случае послойно-зональных и прерывистых коллек­торов (работы М.Л. Сургучева).

Обобщив гипотезы и положения о роли капиллярных сил в зонах совместного движения воды и нефти, следует отметить, что однозначно положитель­ного или отрицательного эффекта от действия капиллярных сил пока не получено.

Одномерная задача о вытеснении, нефти водой (Телков).

Если принять режим в нефтяной части пласта жестким, а в водо­носной - упруго-водонапорным и начало координат совместить с начальным положением водонефтяного контура, а положение галереи зафиксировать координатой

х = l₀, то задача формулиру­ется аналогично предыдущей, но начальное условие запи­сывается в виде (46):

(4.12)

где Р₀ (t) - давление на галерее.

(4.13)

Если дебит галереи q (t) = const, то водонефтяной контур движется по линейному закону:

где V_h - скорость фильтрации;

В - ширина пласта (галереи);

Н - толщина пласта.

Решение этой задачи представляется в виде:

(4.14) (4.15) (4.16)

Т - время безводного периода, т. е. время прохождения водо-нефтяного контура от начального положения до галереи;

t - текущее время движения контура;

σ -текущая водонасыщеннссть при критической остаточной нефтенасыщенности.

Задавая различные значения t* в пределах 0 ≤ t* ≤ 1 и па­раметра β в пределах 0,001 ≤ β ≤ 10, строим семейство кривых ΔР* = f(t*; β). Затем, задавая значения ΔР (t) и зная исходные

параметры т, σ_н, æ, С_в, подсчитываем ΔР*(t*) и графически на­ходим соответствующий этому значению параметр Р для фикси­рованного времени ?*. Далее по формуле (9.24), которая преоб­разуется к виду

(4.17)

определяем положение границы раздела во времени при наперед заданном сроке разработки Т. При t* = 1 будем иметь β (T) = β₀. Тогда из формулы (4.17) получаем

(4.18)

Подставив значение T из формулы (9.24) в (9.32), полу­чаем

Как видно, при t* = 1 правая часть формулы (4.14) прини­мает значение (4.18). Скорость движения определится из форму­лы (4.18)

Считаем возможным вместо коэф­фициента подвижности нефти С_н следует принять коэффициент подвижности газа

EMBED Equation.3 .

Функция (9.27) ΔР*=f(t*, δ, β) рассчитана в широком диапазоне параметров: 0,1≤ t* ≤1; 10^-6 ≤ δ ≤5; 0,001 ≤ β ≤ 10 и затабулирована. По таблицам для любых фиксированных параметров 5 и Р можно построить графическую зависимость ΔР*f(t*) в интервале безразмерного времени 0,1 < t* < 1, что будет соответствовать постоянству заданного расхода нефти или газа (q = const).По формуле (9.26) определяют скорость движения U, по формуле (9.27) находят β и по графи кам для фиксированных t_i^* определяют ΔР* =ΔР* (t*, β), по формуле (9.30) определяется положение границы раздела.

Рассмотрим конкретный пример. Примем следующие ис­ходные данные: В = 500 м; h = 40 м; т = 0,05; σ_н = 0,70; = 54,7 м²/сут = 633 • 10^-4 м²/с; μ_B = 1 мПа • с; μ_H = 5 мПа • с; σ = 0,55; l₀ = 62 м; Т= 365 сут; q = 119 м³/сут.

Порядок расчета основных показателей:

-по формуле (9.31) определяем параметр β(t*) = β₀ = 0,22, соответствующий безводному периоду эксплуатации Т* = 1;

- определяем скорость движения границы раздела

• по опытным кривым относительных фазовых проницае- мостей определяем К_B (0,55) = 0,18; К_н(0,55) = 0,18; затем находим параметр δ = 5;

• задавая табличные значения 0,1 ≤ t* ≤ 1 по формуле (9.29) определяем β (t*); при t* = 0,1 находим β ≈ 0,069.

• - строим графические зависимости функций безразмерной депрессии ΔР* =ΔР*f (β), для фиксированного значения δ = 5 при параметре t* (рисунок 4.2), по которым для найденных значений β определяем искомые значения ΔР*; после этого по формуле (9.28) определяется изменение размерной депрес­сии во времени;

Рисунок 4.2. Зависимость безразмерной депрессии ΔР* от параметров β и t* при линейном вытеснении нефти водой: В = 500 м; h = 40 м; m = 0,05; σ_н = 0,70; æ= 0,0633 м²/с; σ = 0,55; l₀ = 62 м; T = 365 сут; q = 119 м^З/сут; δ = 5

- по формуле (9.30) рассчитываем продвижение контура нефтеносности l (t*) .

Таким образом, для любых значений 8 в широком диапазо­не параметра (3 можно построить графические зависимости ΔР* =f (t*, β), и определить искомые ΔР*. Можно также произ­водить расчеты и для вытеснения газа водой и газа нефтью без учета растворенного газа в нефтью.