Глава 6 механизм перемещения нефти в пласте и молекулярно-поверхностные процессы (нанопроцессы)

Анализ молекулярно-поверхностных нанопроцессов на границах раздела фаз в пористых средах привел к выводу об опреде­ляющей роли капиллярного гистерезиса в процессах вытеснения неф­ти в пористых средах. Величина капиллярного гистере­зиса зависит от смачивающих свойств поверхности пород (опреде­ляемых зарядовыми взаимодействиями), шероховатости твердой по­верхности и ее химической неоднородности.

С учетом этого была сформулирована закономерность вытеснения нефти в пористых средах, заключающаяся в том, что при вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него водного раство­ра нефть диспергируется на отдельные части (агрегаты, ганглии, блобы, целики, кластеры - макродиспергируется), распределение кото­рых по размерам определяется капиллярным гистерезисом в сис­теме нефть-вода-порода. Построенная на этой основе гидродинамическая модель имеет название «модель DISPO».

В гидрофильной, и в гидрофобной среде, капил­лярный гистерезис направлен против движения вытесняемой нефти.

Отличие физико-химического (наноразмерного) подхода от чис­то гидродинамического в том, что гидродинамический рассматривает процессы в пористых телах на базе механики сплошных сред, а физи­ко-химический - на основе представлений о дисперсном наноразмерном состоянии пористых тел, которое и определяет специфику и ме­ханизм массообменных процессов. Физико-химический подход базируется на анализе физико-химических и наногидродинамических процессов переноса газа, жидкостей и их паров в поровом простран­стве. Действующее здесь поле поверхностных сил не только изменяет свойства флюида, но и влияет на кинетику массообменных процес­сов. В свою очередь, зависимость сил, действующих между частица­ми пористого тела, от состояния флюида приводят к тому, что в ходе процессов переноса может меняться пористая структура.

Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным количест­вом капиллярных каналов, в которых движутся жидкости, образую­щие мениски на границе раздела фаз. Механизм перемещения нефти в пласте и ее извлечение, во многом, определяется молекулярно-поверхностными процессами (нанопроцессами), протекающими на границах раздела фаз (породообразующие минералы - насыщающие пласт жидкости и газы - вытесняющие агенты).

Для корректного описания нанопроцессов используется понятие элементарного физического объема (э.ф.о.), под которым понимается часть пористой среды, размер которой много меньше размера иссле­дуемого тела и, одновременно, настолько велик, что в нем содержит­ся достаточно большое число структурных элементов, позволяющее применять различные методы осреднения случайных величин, при­чем уравнения для макропеременных должны быть получены осреднением локальных уравнений переноса в э.ф.о.

6.1. Влияние наноразмера пор (проницаемости) на коэффициент извлечения нефти

Величина проницаемости традиционно используется в расчетах технологической эффективности и определяет темп и эффективность разработки месторождения. Однако представления о пластовом дис­пергировании нефти в процессе ее вытеснения водными растворами выявили еще одну сторону влияния капиллярного гистерезиса, кроме уже указанных выше. Оказывается, процесс диспергировании нефти в процессе ее вытеснения водными растворами очень сильно зависит от распределения пор по размерам, т.е. от керновой проницаемости.

Действительно, значение проницаемости продуктивного пласта - это некоторое среднее значение, которое определяется по значени­ям проницаемости отдельных вынесенных из пласта кернов. Разброс этих значений может быть весьма значителен, особенно для низко-проницаемых пластов, где различие составляет сотни раз. В качестве примера приводится распределение проницаемости пласта Ю1 Покамасовского месторождения (рис. 4).

Рис. 4. Частота v распределения логарифма керновой проницаемости lg(k) по пласту , Покамасовского месторождения , k выражено в мкм²

Значения радиусов пор, определенные с учетом извилистости порового пространства определяются по формуле:

₍₇₎

Отсюда следует, что радиусы пор, соответствующие рис.4, изменяются от 0,4 мкм до 8 мкм. Как следует из рис.4, кернов Покамасовского месторождения с проницаемостью менее 0,005 мкм² более 35%, и они имеют радиус пор менее 1 мкм. Сужения пор в таких кернах имеют еще меньшие размеры, т.е. менее 0,1 мкм (что входит в наноразмерный диапазон). Такое большое количество наноразмерных канальчиков, определяющих процессы диспергиро­вания вытесняемой фазы, приведут к изменению гидро­динамического характера течения нефти и, следовательно, КИН, от­носительно рассчитанного по среднему значению проницаемости.

Анализ влияния структуры порового пространства НПК на КИН был проведен методом математического моделирования на основе построения модели порового пространства. Были определены фазо­вые проницаемости воды и нефти для средних значений проницаемо­сти и для фактических значений. Оказалось, что учет распределения керновой проницаемости (рис. 4) приводит к уменьшению фазовых проницаемостей в несколько раз.

Резкое отличие фазовых проницаемостей для нефти и воды, рас­считанных по средней проницаемости и с учетом распределения кер­новой проницаемости, особенно в низкопроницаемых коллекторах, показывает, что проблема освоения нагнетательных скважин имеет место не только в связи с набуханием глин, а еще является следстви­ем структуры порового пространства.

Для характеристики неоднородности порового пространства оказалось необходимо ввести некоторый критерий. Из физико-химической литературы известно, что когда кластер нефти вытекает из поры радиуса r в пору радиуса 2r и более, то этот кластер диспер­гируется на части. Как видно из рис. 4, наличие большого ко­личества наноразмерных канальчиков ведет к активному макродис­пергированию вытесняемой нефти. Автором был введен коэффици­ент гидродинамической дисперсности пористой среды K_D - отноше­ние доли пор с радиусом более двух средних радиусов пор к доле пор с радиусом менее среднего радиуса пор. K_D = 0 соответствует пласту с одинаковыми размерами пор. Реальные значения K_D состав­ляют 4-10 и более.

Учет распределения керновой проницаемости уменьшает не только фазовые проницаемости, но и КИН.

Следовательно, отставание в добыче нефти при заводнении мо­жет быть не связано с неточностью технологических решений, а яв­ляться проявлением пластовых наноявлений, не учтенных при расче­тах). А это - уже научная база для оценки новых технологий.