2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 3

дениях осталась не извлеченной. Это обусловлено тем, что длительное время цены на нефть и газ были весьма низкими, а реально разведанные запасы не лимитировали объемы добычи. В этих условиях, стремясь обеспечить минимальные затраты на извлечение нефти и газа, преимущественно применяли системы разработки месторождений, использующие лишь запас пластовой энергии. Такие системы разработки характеризуются низкими удельными затратами на единицу добываемой продукции, но позволяют извлечь лишь малую часть запасов нефти, находящихся в разрабатываемом месторождении. При этом производительность скважин, используемых для добычи, и соответственно темпы отбора нефти быстро снижались по мере падения пластового давления в зоне отбора. Если при этом добыча оставалась рентабельной, то ее продолжали, если нет, то скважины консервировали или даже ликвидировали.

В итоге период развития нефтяной промышленности до 1940 г. характеризовался большим разнообразием примененных вариантов разработки на естественных режимах. Эти варианты существенно различались плотностью сетки эксплуатационных скважин (числом скважин на единицу площади), а также темпами отбора нефти. Годовой отбор нефти в мире к концу этого периода был примерно в 10 раз ниже, чем текущий, хотя год от года темпы добычи росли. Статистический анализ данных показывает, что средний коэффициент нефтеотдачи в тот период не превышал 0,25; конечные коэффициенты нефтеотдачи по месторождениям, практически законченным разработкой, изменялись примерно в 5 раз и преимущественно находились в интервале от 0,1 до 0,5. В СНГ такие данные были получены главным образом по старым месторождениям Азербайджана, где зарождалась отечественная промышленность.

Огромный опыт первого этапа развития нефтяной промышленности в дальнейшем был использован, но недостаточно. Основной практический вывод сводился к тому, что нефтеотдача выше, если в процессе разработки происходит внедрение вод и давление в залежи падает незначительно по отношению к начальному. В итоге на ряде месторождений начали поддерживать пластовое давление путем закачки воды в законтурную или приконтурную часть залежи. Влияние плотности сетки скважин, свойств нефтей и других параметров на нефтеотдачу не было изучено на уровне, необходимом для практического использования. Основные причины сложившегося положения – экономические. Долгое время в нефтегазодобывающей промышленности практически не было обоснованных и достоверных прогнозов основных показателей работы месторождений: конечных коэффициентов нефте- и газоотдачи, достижимого и оптимального темпов отбора нефти или газа в зависимости от применяемой системы разработки и т.д.

Закономерности движения реальных нефтей и газов в реальных пористых средах – пластах, содержащих нефти и газ, в настоящее время изучены весьма недостаточно. Основной закон, описывающий фильтрацию жидкостей в пористой среде, был эмпирически установлен Дарси. Этот закон в начальном виде был сформулирован для течения жидкости в пористой среде под действием силы тяжести и использовался Дарси для расчета движения воды в фильтрах водоочистительных установок. В дальнейшем было установлено, что в рамках закона Дарси можно описать однофазное движение жидкостей или газа под действием избыточного давления, создаваемого насосами или каким-либо другим образом; при этом в уравнение фильтрации должны входить в качестве движущих сил как сила тяжести, так и избыточное давление.

В 30-е годы XX века закон Дарси был несколько модернизирован применительно к двухфазной фильтрации (газ и вода и т.п.), а также к двухкомпо-

262

нентной фильтрации (нефть и вода). При этом было введено понятие так называемых фазовых проницаемостей. Однако во всех случаях был сохранен основной принцип, установленный Дарси: жидкости или газ при одноили двухфазной фильтрации движутся при любых сколь угодно малых градиентах давления, а скорость фильтрации пропорциональна перепаду давления (одна фаза подвижна при любом градиенте давления; подвижность обеих фаз при двухфазной фильтрации определяется соотношением поровых объемов, занятых каждой фазой). Для газа было предложено несколько аппроксимаций связи скорости фильтрации газа с перепадом давления, однако во всех случаях считалось, что фильтрация газа начинается при любом градиенте давления.

На дальнейшее развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений существенное повлияли открытие ряда крупных нефтяных месторождений и ввод их в разработку, который сопровождался увеличением объема научно-исследовательских работ. Так, лабораторные эксперименты подтвердили, что при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи должен быть примерно в 2 раза больше, чем при вытеснении нефти растворенным в ней газом. В СНГ разработка нефтяных месторождений со специальным поддержанием пластового давления путем закачки (применены были разные системы закачки воды: внутрь залежи и за ее пределы) была начата в районах Второго Баку (Вол- го-Уральская провинция). Заводнение позволило интенсифицировать добычу и увеличить средний коэффициент нефтеотдачи примерно до 0,33, а на ряде месторождений до 0,60 и даже выше.

Последующее развитие нефтегазодобывающей промышленности и соответствующих научно-исследовательских работ позволило установить, что нефтеотдача пластов существенно зависит от физико-химических свойств пластовых флюидов, их взаимодействия с поверхностью пористых сред, фильтрационной неоднородности пористых сред и еще ряда факторов, а также степени их учета в применяемой системе разработки. Наиболее низкие коэффициенты нефтеотдачи зафиксированы на месторождениях, содержащих наиболее вязкие нефти, при разработке их как на естественном режиме, так и при закачке воды. В итоге ряд месторождений с высоковязкой нефтью законсервирован, так как не подготовлены рентабельные системы извлечения, обеспечивающие достижение коэффициентов нефтеотдачи, близких к достижимым на месторождениях с малой вязкостью нефти.

Изучение реологических свойств нефтей, характеризующих связь между напряжением и деформациями среды, показало, что известные нефти могут быть в первом приближении подразделены на три основных класса: вязкие – ньютоновские, вязкопластичные и вязкоупругие. Последние два класса представлены наиболее вязкими нефтями, обычно содержащими много парафина, смол и пр.

Вязкие нефти, как и большинство ньютоновских жидкостей, не выдерживают без течения практически любые, даже бесконечно малые напряжения.

Вязкопластичные нефти, как и другие вязкопластичные жидкости (тело Бингама – Шведова), – это идеализированная модель тела, которое способно выдерживать без течения некоторые конечные значения напряжения сдвига τ0, а при превышении их течет, испытывая дополнительное сопротивление. Преодоление предельного напряжения τ0 соответствует разрушению структуры в жидкости.

Вязкоупругие нефти, как правило, содержащие в растворе гибкие полимерные молекулы, способны запасать часть работы деформирования в виде энергии упругой деформации полимерной сетки. При снятии напряжений де-

263

формация может продолжаться, постепенно замедляясь за счет этой энергии. Более того, при определенных условиях запасенная упругая энергия способна производить активную работу над внешними телами или самой жидкостью. Так, если вязкоупругая жидкость подвергается сдвигу в зазоре вискозиметра конус – плоскость, то после снятия внешнего крутящего момента конус может начать поворачиваться в направлении, противоположном направлению первоначального вращения, причем этот обратный поворот может быть весьма значи- тельным.

Струя вязкоупругой жидкости, выходящая из насадки, часто не сужается, как это характерно для струй обычных жидкостей, а «разбухает». Это происходит потому, что в насадке элементы жидкости как бы обжимаются с боков и удлиняются, а при выходе из насадки они упруго сокращаются, и струя становится шире.

Вязкоупругие свойства нефтей обнаружены в основном у тяжелых высокосмолистых и битумообразных нефтей. Нефти, содержащие в составе зна- чительное количество асфальтенов и парафинов, относят к сложным аномальным системам, в которых на различных стадиях деформации могут проявиться вязкоупругие, пластичные, тиксотропные свойства. Наиболее простой способ обнаружения вязкоупругих свойств у аномальных нефтей основан на эффекте Вейссенберга, который заключается в следующем. Если вращать цилиндр (ротор) в емкости, в которую помещена обычная вязкая жидкость, то она за счет центробежных сил устремляется от ротора и образует углубление. В среде, проявляющей вязкоупругие свойства, жидкость поднимается по цилиндру. Это эффект обнаружен у большинства аномальных нефтей Средней Азии, Азербайджана, Республики Коми и других, которые содержат большое количе- ство асфальтенов и смол. В парафинистых нефтях этот эффект проявляется слабо.

Нормальные напряжения в смолистых нефтях при простых сдвиговых те- чениях достигают больших значений. С повышением температуры нормальные напряжения в смолистой нефти уменьшаются и исчезают. Примечательно, что со снижением температуры зависимость нормальных напряжений от скорости сдвига носит более линейный характер. Для парафинистой нефти незначительные нормальные напряжения обнаружены в области низких температур (0– 10 °С). Это подтверждает тот факт, что в смолистых нефтях преобладают вязкоупругие свойства, а в парафинистых – тиксотропные.

Расширение струи на выходе из капилляра хорошо наблюдается у смолистой нефти, обладающей вязкоупругими свойствами, и слабо выражено для парафинистой нефти, у которой преобладают тиксотропные свойства.

Если струю вязкоупругой жидкости, например раствора полимера или высокосмолистой нефти, вытекающей вертикально вниз из капилляра, направить в стакан, а затем начать медленно отодвигать его в сторону, то струя отклоняется от вертикали, следуя за стаканом. Если стакан отодвинуть недалеко, то движение жидкости в искривленной струе происходит устойчиво и стационарно (неограниченно долго). Эффект существования искривленной стационарной струи хорошо воспроизводится. Наличие такой формы равновесия тесно связано с проявлением нормальных напряжений при одноосном растяжении элемента вязкоупругой жидкости. По форме струи можно оценить упругие напряжения, а следовательно, и другие характеристики жидкости.

Стационарная струя в поле силы тяжести принимает искривленную форму, напоминающую цепную линию. Из этого следует, что в струе существует заметное продольное напряжение.

264

Исследования тиксотропных свойств парафинистых нефтей показали, что по истечении некоторого времени релаксации их структурные свойства восстанавливаются.

Вязкоупругие системы часто обладают свойствами, которые можно использовать в различных технологических процессах добычи нефти.

Движение структурирующихся жидкостей, в том числе тяжелых нефтей некоторых месторождений, описывается законом фильтрации с начальным градиентом давления. В соответствии с этим законом движение жидкости прекращается при малых (меньше предельного напряжения сдвига τ0) градиентах давления. На основании этого при движении с начальным градиентом возможно образование внутри пласта зон неподвижной нефти – застойных зон и целиков, что и сказывается на полноте извлечения нефти.

Заметное влияние на процессы разработки может оказывать начальный градиент давления в пределах 0,001–0,01 МПа/м).

Величины предельного напряжения сдвига связаны не только с собственными физическими свойствами жидкости, но и с тем, как она взаимодействует с пористой средой. Давно известно, что вода может приобретать аномальные фильтрационные свойства, взаимодействуя с глинистыми частицами скелета пористой среды. С этим связаны часто наблюдаемые аномалии фильтрации воды в глинизированных породах.

Долгое время считалось, что из-за высокой подвижности газа системы разработки газовых месторождений должны регламентироваться преимущественно технико-экономическими показателями систем сбора, подготовки и дальнего транспорта газа, так как газоотдача якобы не зависит от числа скважин и схемы их расстановки.

Во второй половине 1960-х годов в СССР было экспериментально установлено, что наряду со средами, для которых справедлива обычная схема движения и к которым можно применять уравнение Дарси, существует значительная группа пород (терригенных и карбонатных), отличающих повышенным содержанием остаточной воды, в которых для газа характерна фильтрация с предельным (начальным) градиентом давления, т.е. только при условии, что градиент давления превышает пороговое значение. Такие породы называют породами с начальным градиентом давления. Наличие газонасыщенных пород с начальным градиентом давления установлено в результате многочисленных лабораторных и промысловых исследований, проведенных в ряде науч- но-исследовательских и производственных организаций страны, а затем и за рубежом.

Впервые в лабораторных условиях нарушение закона Дарси при фильтрации газа было обнаружено при исследованиях в АзИНЕФТЕХИМ на искусственно созданных пористых средах, представленных смесью кварцевого песка и монтмориллонитовой глины, при водонасыщенности от 40 % и более.

Исследования по выявлению начального градиента в реальных пористых средах при пластовом насыщении газом и водой были проведены на образцах керна из сеноманской залежи Уренгойского месторождения. Для оценки на- чального градиента при фильтрации газа в реальных пластах были отобраны керны из интервалов сильноглинистых пород. Бурение этой скважины проводили на безводном растворе (раствор на нефтяной основе), поэтому керны содержали только естественную пластовую воду. Цилиндрические образцы керна диаметром 30 мм и длиной 25–50 мм вытачивали с сохранением естественной влажности среды.

265

До постановки в специальную фильтрационную установку, в которой моделировались пластовые условия, керны взвешивали и одновременно определяли их удельное электрическое сопротивление (УЭС). Эти измерения позволили судить о сохранности остаточной воды в керне после фильтрации.

Осуществлялась фильтрация природного газа, конденсата, а также пластовой воды. Экспериментальные точки, полученные при увеличении и уменьшении перепада давления газа, практически совпадали. Повторные измерения УЭС после опытов показали, что этот параметр кернов не изменился (погрешность измерения 1 %). Это указывает на то, что в процессе фильтрации не происходило необратимого изменения распределения воды в образцах керна.

Анализ индикаторных зависимостей при фильтрации через образцы пород газа, воды и конденсата показал, что значение предельного градиента для одного и того же образца в первом приближении пропорционально вязкости фильтрующегося агента.

Наличие пород с начальным градиентом в разрезе газовых залежей и их существенное влияние на распределение давления в залежи, степень отработки запасов газа, а также на закономерности обводнения были убедительно подтверждены на месторождении Газли. Был доказан факт перетока газа через непроницаемый до начала разработки прослой-разделитель в нижней части одного из продуктивных горизонтов, состоящего из нескольких пачек газонасыщенных пород, которые были выделены по результатам геофизических и газодинамических исследований. Так, в пачках V и VI, расположенных в нижней части горизонта, до начала разработки горизонта было разное пластовое давление (соответственно 8,2 и 9,6 МПа), а также разные отметки газоводяного контакта. Отбор газа велся только из верхней части горизонта. Несмотря на отсутствие прямого отбора газа из пачки VI давление в ней падало синхронно с давлением

âпачке V. Годовые отборы за время наблюдений из пачки V изменялись почти

â10 раз, но это не сказывалось на соотношении давлений. Это и означало, что по достижении определенной разности давлений преодолевается предельный градиент для пласта-разделителя и через него начинается переток газа из неразрабатываемого пласта в разрабатываемый. Однако разность давле-

ний в пачках сохраняется в достаточно широком диапазоне изменения давлений.

Судя по динамике давления и начальным запасам газа в пачке VI, из нее в пачку V перетекло несколько миллиардов кубометров газа. При этом пачка VI постепенно обводнилась полностью, а пачка V на соответствующих пачке VI абсолютных отметках продолжала содержать лишь остаточную воду, т.е. вода не проникала через породы-разделители с начальным градиентом при фильтрации газа и, тем более, воды.

Аналогичные данные зафиксированы и на других месторождениях. Механизм фильтрации газа с начальным градиентом представляется следующим. В газонасыщенных породах с высоким содержанием воды, удерживаемой за счет капиллярных сил, газовая фаза не является газодинамически связанной в отсутствие движения газа, т.е. поровые каналы перекрыты водяными барьерами, а газ находится в диссипированном состоянии. До достижения некоторого порового предельного значения перепада давления – в расчете на единицу длины (толщины) – пласта, движение газа через пористую среду не происходит. Части водяных барьеров, представленные рыхло связанной водой, деформируются при перепаде давления, равном предельному (начальному) и открывают часть поровых каналов для фильтрации.

266

Явления создания и деформации водяных барьеров могут быть полностью или частично обратимыми под действием капиллярных сил, а также за счет упругости защемленных в порах пузырьков газа.

На микроуровне фильтрация газированных жидкостей (нефти с одним или несколькими пузырьками газа) была исследована сотрудниками Института физической химии АН СССР – проф. Н.В. Чураевым и др. При этом в гидрофильных капиллярах (диаметром до 10 мкм) фильтрация подчинялась закону Дарси, а в тех же гидрофобизированных капиллярах наблюдалась нелинейная фильтрация, хотя не были зафиксированы градиенты давления и соответственно условия состояния поверхности, при которых фильтрация отсутствовала. При этом было установлено, что нелинейность определяется гистерезисом краевого угла смачивания: разностью косинусов отступающего и наступающего краевых углов.

Таким образом, одним из факторов, определяющих начальный градиент давления, является степень деформации пузырьков газа при его фильтрации.

Наличие предельного градиента давления весьма существенно меняет представление о процессах фильтрации при извлечении нефти и газа. Рассмотрим это на примере газовых месторождений, так как в них процесс извлечения можно более легко и уверенно контролировать по распределению пластового давления в месторождении.

В связи с этим, если при отборе газа через скважину из пласта, находившегося первоначально при пластовом давлении, прекратить процесс, то давление восстановится не до пластового, а до более низкого значения. Это определяется тем обстоятельством, что вблизи скважины распределение давления соответствует достижению предельного градиента.

Таким образом, первым следствием наличия предельного градиента давления является недовосстановление давления в скважине после отбора газа.

По мере отбора газа из месторождения приток газа в скважину практиче- ски прекращается, когда вблизи скважины устанавливается неравномерное распределение по закону, соответствующему распределению давления при фильтрации с начальным градиентом. В результате оказывается, что каждая скважина дренирует лишь прилегающую к ней часть пласта, радиус которой тем меньше, чем больше начальный градиент давления.

До установления факта наличия предельного градиента давления считали, что одна скважина позволяет в принципе (при достаточно длительном отборе) отобрать газ из месторождения любых размеров. Таким образом, из-за предельного градиента давления снижается как размер зоны дренирования, так и полнота извлечения газа из этой зоны.

Если пласты с предельным градиентом в разрезе граничат с проницаемыми пластами без предельного градиента, то при отборе газа из последних давление в них понижается. Тогда наряду с небольшими градиентами, направленными вдоль пластов, возникают и значительные разности давлений поперек пласта.

Эти разности давлений могут оказаться достаточными для того, чтобы был превышен предельный градиент в слабопроницаемом пласте и в нем началось движение газа в поперечном направлении. Этот газ, поступая в пласты без предельного градиента, будет компенсировать отбор газа из них, замедляя падение давления в залежи. Таким образом, пласты с предельным градиентом подклю- чаются в разработку при снижении давления в залежи, увеличивая тем самым извлекаемые запасы газа в месторождении.

Однако основное влияние пород с начальным градиентом давления прояв-

267

ляется в тех случаях, когда месторождение состоит как бы из отдельных частей – блоков, соединяющихся между собой через породы с начальным градиентом давления. Такая фильтрационная модель хорошо описывает реальные месторождения, особенно крупные. В этих случаях извлекаемые запасы нефти и газа определяются степенью изученности фильтрационной модели месторождения и учета ее в принятой системе разработки. На большинстве месторождений отмечено, что по мере снижения давления в зоне отбора отмечаются признаки увеличения извлекаемых запасов, т.е. давление падает сначала быстрее, чем потом при отборе одного и того же количества газа. Так, на месторождении Медвежье извлекаемые запасы в процессе разработки изменялись в 20 раз. Это обусловлено подключением отдельных блоков через породы с начальным градиентом давления. Но все блоки сами подключиться обычно не могут, особенно на нефтяных месторождениях, в результате и происходит снижение коэффициентов нефте- и газоотдачи.

При вытеснении водой вязкопластичных нефтей из неоднородных пластов огромное влияние на нефтеотдачу оказывает градиент давления (или скорость фильтрации), поэтому с повышением градиента давления в пласте возрастает число пропластков, вовлекаемых в фильтрацию, т.е. возрастает коэффициент охвата заводнением.

Результаты более подробного исследования показывают, что существует некоторая оптимальная скорость, при которой нефтеотдача при заданном прокачанном объеме максимальна. Дело в том, что при скоростях, меньших скорости капиллярной пропитки малопроницаемых зон, нефтеотдача снова снижается за счет ухудшения условий вытеснения в высокопроницаемых участках. Однако такая оптимальная скорость обычно очень мала и практически нереализуема.

Особая ситуация возникает при вытеснении вязкопластичной нефти из пласта с двойной пористостью. В этом случае нефтеотдача высокопроницаемых зон резко возрастает с ростом скорости, поэтому максимум на кривой изменения нефтеотдачи в зависимости от скорости значительно более острый, чем при вытеснении неньютоновской нефти. Этот максимум часто находится в области реальных скоростей фильтрации, что делает реальным регулирование нефтеотдачи путем изменения скорости вытеснения.

В последнее время в разработку введено большое количество месторождений нефти повышенной вязкости. Это вызвало заметный рост удельного веса добычи таких нефтей в общем балансе.

Высокая вязкость нефти (15–200 мПа с) значительно осложняет разработку на любом режиме и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления. Кроме того, нефти с высокой вязкостью в большинстве случаев обладают аномальными свойствами, что вызывает дополнительные затруднения при разработке. На практике эти осложненные условия приводят к высокой обводненности добываемой продукции при весьма низких текущих значениях коэффициентов нефтеотдачи. Так проявляется своеобразие механизма вытеснения нефти повышенной вязкости водой. Наиболее характерной особенностью механизма вытеснения высоковязких нефтей является неустойчи- вость фронта, т.е. образование узких «языков» обводнения, между которыми остаются целики невыработанной нефти. Неустойчивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти. Для выработки целиков нефти необходимо дополнительное бурение – уплотнение сетки. На месторождениях с высоковязкой нефтью очень мал период безводной эксплуатации; для достижения сравнительно высоких коэффициентов использования запасов не-

268

обходима прокачка больших объемов воды, иногда эквивалентных 10–15 объемам пор залежи.

Сопоставление приведенных практических результатов разработки с выводами теоретических и экспериментальных исследований позволяет с уверенностью сказать, что вязкостная неустойчивость, усугубляемая неоднородностью пластов, а иногда и проявлением неньютоновских свойств нефти, является основной причиной существенных просчетов при выборе рациональной системы разработки месторождений такого типа. Эту особенность нельзя не учитывать при проектировании систем разработки.

При разработке залежи с неньютоновскими нефтями высокие коэффициенты нефтеотдачи получают либо при высоких темпах отбора жидкости, либо при плотной сетке размещения скважин. Для залежей с неньютоновскими нефтями больших коэффициентов нефтеотдачи можно достичь путем одновременного применения плотной сетки размещения скважин и высоких темпов отбора жидкости.

В настоящее время наиболее эффективный и перспективный метод повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей заключается в тепловом воздействии на пласт. Положительное влияние повышения температуры на процесс извлечения нефти из пласта определяется такими факторами, как снижение вязкости нефти, ее термическое расширение, десорбция тяжелых компонентов с поверхности поровых каналов и т.п. Наиболее существенным является снижение вязкости. Этот фактор приобретает особое значение в случае извле- чения из пласта нефти с повышенным содержанием парафинов, смол, асфальтенов. С одной стороны, как отмечалось, пластические свойства нефтей существенно снижают нефтеотдачу, которая для месторождений такого типа недопустимо мала. С другой стороны, при повышении температуры релаксационные свойства нефтей изменяются. Таким образом, зависимость нефтеотдачи пласта, содержащего вязкоупругую нефть, от температуры имеет сложный характер.

При нагревании нефти релаксационные свойства ослабляются, начиная примерно с температуры выше 40 °С, что обусловливает снижение нефтеотда- чи. При нагревании нефти от 40 до 80 °С наблюдается аномалия релаксационных свойств. В этом же интервале температур снижается коэффициент вытеснения.

Наиболее благоприятно для вытеснения вязкоупругой нефти водой нали- чие определенного перепада температур между вытесняемой и вытесняющей жидкостями.

Особенности фильтрации высоковязких нефтей, обладающих вязкоупругими свойствами, более сложны, чем особенности фильтрации вязких и вязкопластичных нефтей. При вытеснении вязкоупругой нефти из однородной модели пласта, составленной из двух контактирующих слоев, в диапазоне средних скоростей вытеснения нефтеотдача увеличивается с ростом скорости вытеснения.

При вытеснении модели нефти (неполярная углеводородная жидкость – очищенное трансформаторное масло) водой безводный и конечный коэффициент нефтеотдачи уменьшается с увеличением темпа закачки до некоторого зна- чения, и дальнейшее повышение темпа уже не влияет на процесс вытеснения.

Анализ экспериментальных данных показал, что при малых значениях скорости вытеснения коэффициенты безводной и конечной нефтеотдачи имеют наибольшие значения. С ростом скорости вытеснения коэффициенты безводной и конечной нефтеотдачи уменьшаются, достигая при некоторой скорости вытеснения минимума. Дальнейший рост этой скорости приводит к увеличению

269

коэффициентов нефтеотдачи, что, вероятно, объясняется тем, что после некоторого значения скорости вытеснения проявляются релаксационные свойства нефти, которые приводят к выравнивают фронта вытеснения.

Знание закономерностей фильтрации нефтей и газов в пластовых условиях, реологических свойств пластовых флюидов, а также геологического строения месторождений моделей позволяет существенно улучшить применяемые системы разработки. Для ускорения внедрения более совершенных систем разработки нефтяных, газовых и особенно нефтегазовых месторождений необходима постановка крупномасштабных промысловых экспериментов. Так, в частности, подготовлены схемы разработки газоконденсатных месторождений, позволяющие увеличить в 2 раза коэффициент конденсатоотдачи. Предложены системы регулирования природной неоднородности путем искусственного создания временного начального градиента в высокопроницаемых породах для обеспечения более равномерной выработки нефти из месторождения. Однако неизученных вопросов осталось много и сегодня.

3.7. НЕЛИНЕЙНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА

Широкий класс нефтей и систем, применяемых при добыче нефти и газа, является неньютоновскими жидкостями, и зависимость между вектором скорости фильтрации и градиентом давления при их движении в пористой среде имеет нелинейный характер.

Качественно эти зависимости могут иметь различный вид (рис. 3.13 кривые 1–3).

Зависимость v îò ∆p/l для фильтрации вязкопластичной жидкости соответствует кривой 1 на рис. 3.13. Характерным свойством является то, что эта линия не проходит через начало координат и отсекает на оси абсцисс некоторый отрезок, который характеризует начальный градиент давления G0. Åñëè ∆p/l < G0, то фильтрации жидкости не происходит – скорость фильтрации v = 0. Закон фильтрации с начальным градиентом давления был введен А.Х. Мирзаджанзаде в следующей форме (для одномерного течения):

Порядок величины G0 можно оценить, используя гидравлическую модель грунта. Из курса общей гидравлики известно, что начальный перепад, при преодолении которого вязкопластичная жидкость приходит в движение в прямолинейном капилляре длиной l и радиусом R,

ãäå τ0 – предельное напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.

Учитывая, что радиус поровых каналов k/m, из уравнения (3.27) находим

270

Рис. 3.13. Зависимость вектора скорости фильтрации от градиента давления

Полученная оценка имеет важное значение. Предположим, что в лабораторных условиях исследуют движение вязкопластичной жидкости. Предположим, что τ0 = 1 Í/ì2. При использовании трубки длиной l = 1 ì è R = 0,01 м величина ∆ð0 = 102 Í/ì2. Это очень малое значение, которое может быть не обнаружено измерительными средствами в данных условиях. При движении

этой же жидкости в пористой среде с коэффициентом проницаемости k = = 2 10–13 ì2 и пористостью m = 0,2 величина G0 = 106 Í/ì3 = 1 МПа/м, поэто-

му на участке фильтрации длиной l = 1 м начальный перепад равен 1 МПа, т.е. значение одного порядка с депрессией на пласт. Таким образом, малый (в условиях обычных реометрических измерений) эффект при движении в пористой среде оказывается существенным.

Начальный градиент давления проявляется при фильтрации нефтей с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов, глинистых и цементных растворов, пен и других систем. Однако этот эффект определяется не только свойствами фильтрующейся системы, но и свойствами пористой среды и характером их взаимодействия. Так, начальный градиент давления наблюдается при движении воды через глинизированные и карбонатные коллекторы.

Состав и свойства пористой среды обусловливают проявление начального градиента при фильтрации газа. Этот эффект наблюдается, например, при движении газа в пористой среде при наличии глинистых фракций и остаточной воды. При этом чем больше остаточная водонасыщенность и содержание глины, тем больше начальный градиент давления. Жидкая фаза в пористой среде приводит к образованию пузырьков газа, наличие которых ведет к проявлению эффекта Жамена. Суть его заключается в том, что для проталкивания пузырька газа через сужение порового канала необходимо приложить дополнительную силу. Возникновение этой силы связано с деформацией пузырьков при прохождении суженной части канала и изменением кривизны его поверхности. Возникающий при этом дополнительный перепад давления может быть оценен

êàê σ/rn.

При большом числе пузырьков перепад давления, который необходимо приложить, чтобы газ начал двигаться, становится ощутимым – фильтрация газа происходит с начальным градиентом давления.

Аналогичным образом на фильтрацию газа влияет гистерезис краевого угла смачивания, при котором радиусы переднего и заднего мениска двигающего-

271