УП 1 Мусин

АГ

НИ

Рис. 5.1б

Естественно предположить, что породы нефтенасыщенных пластов в

начале были гидрофильными, так как пласты колл ктора образовались в

ка

водной среде. Нефть мигрировала в эти пласты на поздн й стадии.

Исследования показывают, что встречаю ся какегидрофильные, так и

гидрофобные пласты. Природа смачиваем сти пластат

обусловлена нали-

чием или отсутствием в нефти полярных компонентов (асфальтенов, по-

о

верхностно-активных веществ). Полярные компоненты адсорбируются на

поверхности зерен горных пород и порода становится гидрофобной.

и

Однако адсорбция полярных компонентов нефти происходит на по-

верхности не любой породы.

л

Существует различные методы определения смачиваемости горных

пород,

наиболее распространенные

б

з них: измерение краевого угла сма-

чивания; метод впитывания-вытеснения.

б

и

5.5. Распределение флюидов в поровом пространстве

В гидрофильной породе связанная вода находится в мелких порах

или в виде пленки у поверхности зерен скелета в больших порах, нефть

практически не ко тактируетая

с поверхностью породы. В гидрофобной по-

роде, наоборот, у поверхности породы больших пор находится нефть, а

н

связанная вода – в утри нефти. Мелкие поры гидрофобной породы также

заняты вод й.

о

н

тр

е

к

л

Э

Гидрофильная

Гидрофобная

Избирательно-смоченная

Рис. 5.2. Схема распределения нефти и связанной воды в порах

101

Первые исследования распределения флюидов в поровом простран-

стве и его изменения в процессе заводнения провели в 1949-1950 г.г. на

модели пласта в университете Оклахома /12,13/.

Исследования показали, что в поровых каналах вода и нефть дви-

АГ

жутся каждая по своей системе связанных каналов. Эти каналы ограниче-

ны как поверхностями раздела нефти и воды, так и поверхностями разделаНИ

жидкость – твердое тело. Каналы, по которым движется нефть или вода,

беспорядочно извиваются в пористой среде, диаметры их вдоль канала в

ка

каждый момент времени то увеличиваются, то сужаются.

Если наблюдать процесс вытеснения нефти водой, то с изменением

водонасыщенности меняется геометрия каналов пото а: с ростом водона-

е

сыщенности наблюдается общее увеличение количества водопроводящих

каналов и, соответственно, сокращается количество н фт проводящих ка-

налов. Потоки ламинарные.

о

Рассмотрим различные варианты вытеснения.

1.При вытеснении воды нефтью из гидр фильногот

пласта в конце

и

вытеснения вода остается в виде тонких пленок на поверхности зерен по-

роды.

2. Вытеснение нефти водой из гидрофильного пласта. В начале

б

опыта связанная вода находится в виде п енки на поверхности зерен. В

и

в виде изолированных гло-

конце вытеснения остаточная нефть находитсял

бул, которые не контактируют с поверхностью зерен породы. Данная схе-

б

ма может служить моделью разработки гидрофильного пласта методом

заводнения.

3. Вытеснение нефти водой из гидрофобного пласта. Вытеснение

ая

нефти начинается с крупных пор. В конце опыта остаточная нефть нахо-

дится в узких каналах, а также в виде пленок на поверхности зерен, обра-

зующих большие кан лы, з полненные водой.

о

н

н

тр

е

к

л

Э

Рис. 5.3. Распределение жидкостей при заводнении в гидрофильном пласте;

АГ

НИ

ка

т

е

Рис.5.6. Схема процесса пропитки (вытеснение нефти водой в гидрофильном песке:

θc

= 0°): 1 – вода; 2 – нефть; 3 - порода

и

о

5.6. Капиллярное давление

л

Разность давлений между несмачивающей и смачивающей фазами

б

называется капиллярным давлением. Д я системы нефть-вода:

Pk = Pн - Рв . (5.9)

и

>0; если гидрофобна, то Рк <0.

Если порода гидрофильна, то Рк

Для системы газ – вода:

Рк = Рг - Рв.

На рис.5.7 приведены кривые капиллярного давления для гидро-

ая

фильного пласта в зависимости отб

водонасыщенности.

н

Рис. 5.7.

Зависимость капиллярного

давления

от водонасыщенности для

н

сильно гидрофильной породы

(k = 28,2 мД):

о

1 – дренирование (нефть вытесняется

водой)

тр

2 – впитывание (вода вытесняется

нефтью

л

е

к

Э

104

пласта:

∙ с ростом водонасыщенности капиллярное давление уменьшается;

∙

кривая

имеет гистерезисный характер. Кривая впитывания при

Sв= Smax

обращается в нуль, а кривая дренирования при Sв = Smax от-

∙

лична от нуля;.

НИ

3) Рк >0.

для гидрофобного пла-

Особенности кривых капиллярного давления Рк

ста (рис. 5.8):

АГ

∙

Рк <0;

∙

кривая гистерезисная:

е

∙

зависимость абсолютной величины Рк от Sн аналогична зави-

т

симости Рк ( Sв ) для гидрофильного пласта.ка

и

о

Рис. 5.8. Зависимость капиллярного

л

давления от нефтенасыщенности для

с льной гидрофобной породы:

б

1 – дренирование (нефть вытесняется

водой)

и

2 – впитывание (вода вытесняется

нефтью)

ая

б

н

н

о

тр

Для к ивой Рк(Sв ) Левертт предложил безразмерную функцию J(s):

к

J (s) =

Pk

k

(5.10)

σ нв cosθc

m

л

Роль капиллярных сил в нефтяных пластах:

1. капиллярные силы направлены в сторону несмачивающей фазы.

Э

еВеличина их больше в мелких порах и тонких поровых каналах.

105

K

Зависимость Кн и Кв от S

НИ

1,0

0,9

0,8

АГ

0,7

0,6

0,5

ка

0,4

0,3

е

0,2

т

0,1

0,0

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

о

S

Рис.5.9. Зависимость относительных фазовых проницаемостей

от водонасыщенности (кривыеи

Курбанова)

При увеличении водонасыщенностил

относительная фазовая прони-

цаемость воды растет, для нефти – уменьшается.

б

Определение относительных фазовых проницаемостей как функции

насыщенности фаз производят приилабораторном моделировании фильт-

рации на керне (или насыпной модели).

б

Например, по методике фильтрации в установившемся режиме через

кернодержатель с исследуемым образцом пористой среды прокачивают

смесь воды и нефти при постоянном их соотношении. После того как на

выходе получается т кое же соотношение воды и нефти, что и на входе,

замеряют перепад давле аяия, а также расход нефти и воды. Определяют по

этим данным от осительную проницаемость нефти и воды. Далее это

н

проделывают для других соотношений нефти и воды в смеси. Таким обра-

зом получают табличныен

данные зависимости Кв, Кн от Sв.

Более эксп ессная методика определения при нестационарной фильт-

о

рации позволяет получать относительные фазовые проницаемости путем

несколько более сложной математической обработки результатов перио-

дичес их замеров перепада давления и просочившихся через образец объ-

тр

емов нефти и воды непосредственно при вытеснении нефти из нефтена-

сыщ нногок

образца водой, не дожидаясь установления постоянного соот-

ношения нефти и воды в потоке.

Э

л

е

107

5.8. Насыщенность связанной водой

В нефтяном пласте в поровом пространстве всегда изначально име-

ется, наряду с нефтью, и вода. Чем это можно объяснить?

АГ

Считают, что исторически поровое пространство пласта в начале

было полностью заполнено водой. А потом, по мере образования в недрахНИ

земли (из органики или за счет поступления углеводородов из глубин зем-

ной коры), нефть постепенно вытесняла воду. Во многих случаях в порах

ка

оставалась только некоторое количество воды, которая уже не могла

фильтроваться. Вода находилась в неподвижном состоянии, она была

прочно связана с пористой средой. Ее и называют связанной водой, пле-

ночной водой. Количество пленочной воды не может быть большим, ина-

че она стала бы подвижной.

Встречаются и такие нефтяные пласты, где проц сс формирования

о

пласты называются

нефтенасыщенности еще не закончен. Такие неф яныее

недонасыщенными. В этих пластах в самом началетразработки из скважин

и

получают обводненную продукцию. Говорят, что в пласте имеется сво-

бодная вода.

Такие нефтяные залежи встречаются, например, в Сибири, на би-

б

тумных месторождениях. На таких месторождениях в начальном периоде

и

, обводненность продукции во

разработки по мере эксплуатации скважинл

времени уменьшается.

б

5.9. Методика расчета показателей разработки слоистого

пласта при поршневом вытеснении нефти водой

ая

Рассмотрим сначала процесс поршневого вытеснения из однородно-

го линейного пласта

н

о

н

тр

е

к

л

Рис.5.10. Схема поршневого вытеснения нефти водой

Э

из линейного пласта

108