Движение нефти и газа в залежи
Геолог-нефтяник должен знать все, что возможно, о характере движения нефти и газа через сообщающиеся поры горных пород. Однако никому еще не удавалось наблюдать этот процесс непосредственно в эксплуатирующейся залежи. Наши представления о механизме нефтеотдачи основаны на методе дедукции: распространении на пластовые условия выводов, полученных в результате анализа явлений, которые могут быть изучены в поверхностных условиях; информации, полученной от скважинных приборов, а также данных лабораторных экспериментов. При этом наиболее важным представляется изучение явлений, сопровождающих процесс разработки нефтяной или газовой залежи ‑ движения нефти и газа из залежи в скважины.
Для того чтобы нефть могла двигаться по коллектору в скважину, необходимы два основных условия [33]:
1. Между пластом и скважиной должен установиться и поддерживаться градиент потенциала флюида или, в случае горизонтального потока, градиент давления. Наибольшая эффективность разработки залежи может быть достигнута при условии поддержания давления на максимально высоком уровне возможно более длительное время. Локальный градиент потенциала флюида определяется темпом разработки залежи, сопротивлением коллектора движению флюида, а также степенью ухудшения проницаемости пород в призабойной зоне скважины вследствие воздействия на эту зону бурения и цементирования скважины, так называемого скин-эффекта [34].
2. Необходимо поддерживать максимально высокую степень нефтенасыщенности призабойной зоны скважины с целью обеспечить преимущественное поступление в скважину нефти по сравнению с газом или водой. Темп добычи нефти при этом должен быть достаточно низок, чтобы предотвратить слишком быстрое выделение растворенного в нефти газа, которое приводит к повышению вязкости нефти и ухудшению условий движения ее в скважину. Интенсивность разработки залежи должна быть низкой и для того, чтобы предупредить преждевременный прорыв «языков» воды в скважины.
По-видимому, наиболее простым способом изучения движения нефти и газа из залежи в скважину является исследование этого процесса на модели элементарного объема нефти и растворенного в ней газа, заключенного в единице объема эффективного порового пространства. Возьмем общий случай, когда гидрофильный песчаник содержит нефть, недонасыщенную растворенным газом. Так как межфазное натяжение между частичками породы и воды меньше, чем между породой и нефтью, можно полагать, что вода будет заполнять наиболее мелкие поры и места сужения в уголках крупных пор (висячие кольца), адсорбироваться в виде тонких пленок (толщиной в несколько молекул) на частичках породы. Вода смачивает породу. В этом случае каждая пора как бы соединена с пленкой воды, а внутри нее заключена капля нефти (см. фиг. 10-7). В зависимости от соотношения количеств нефти и воды капли нефти в смежных порах могут либо соединяться в «нити», либо находиться в рассеянном состоянии. Нефть и вода находятся в состоянии статического равновесия, продолжающегося до тех пор, пока температура и давление остаются неизменными.
Как только залежь вскрывается скважиной и начинается извлечение пластовых флюидов, пластовое давление вокруг призабойной зоны скважины начинает снижаться. Образуется искусственный градиент потенциала флюида, величина которого изменяется от начального потенциала флюида в природном резервуаре, сохраняющегося на некотором расстоянии от скважины за пределами площади ее дренирования, до минимального потенциала (атмосферного давления) на поверхности или, в некоторых случаях, ниже поверхности, на каком-то уровне внутри скважины. В какой-то точке этой системы пластовое давление оказывается более низким, чем давление насыщения, и растворенный газ начинает расширяться и выделяться из нефти в свободную фазу. Один из способов увеличения нефтеотдачи заключается в поддержании пластового давления на таком уровне, чтобы давление в сепараторе возможно более длительное время соответствовало давлению насыщения. В большинстве случаев, однако, пластовое давление снижается до величины, меньшей, чем давление насыщения, уже в самой призабойной зоне, когда пластовые флюиды поступают в скважину. Тем не менее именно градиент потенциала флюида в природном резервуаре контролирует характер движения нефти в скважину.
Когда газовый пузырек выделяется из раствора, он расширяется и соединяется с другими газовыми пузырьками, образующимися в соседних порах.
Фиг. 10-21. Возрастание скорости падения пластового давления по мере приближения к работающей скважине.
Это продолжается до тех пор, пока газ не займет большую часть порового пространства. Снижение нефтенасыщенности пласта и соответствующее увеличение его газонасыщенности, а также низкая вязкость газа позволяют ему двигаться быстрее, чем нефть, в направлении области пониженного градиента потенциала флюида ‑ в данном случае к скважине. Вместе с газом в скважину увлекается и часть нефти, прилипшей к пузырькам газа. Газовые пузырьки, соединяясь внутри крупных пор продуктивного пласта, создают непрерывную газовую фазу. Когда газонасыщенность становится достаточно большой, газ начинает двигаться в направлении области пониженного градиента потенциала флюида. Если пластовое давление остается выше или немного ниже давления насыщения, основная часть извлекаемых флюидов представлена нефтью, а свободный газ рассеян в ней в виде мельчайших пузырьков. Когда же пластовое давление снижается до величины, значительно меньшей, чем давление насыщения, выделяющийся из раствора газ расширяется настолько, что занимает большую часть норового пространства в призабойной зоне скважины. В этом случае основным извлекаемым флюидом будет газ, а количество нефти, поступающей в скважину вместе с газом, ничтожно мало. В результате газовый фактор становится очень высоким. Иными словами, повышение газонасыщенности и понижение нефтенасыщенности приводят к тому, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для газа становится выше, чем для нефти, и конечная нефтеотдача снижается.
По мере падения пластового давления в поровом пространстве призабойной зоны скважины зона градиента давления расширяется, захватывая все новые и новые участки пласта. Однако наклон потенциометрической поверхности с удалением от скважины все более и более уменьшается, поскольку увеличивается площадь равного снижения давления (фиг. 10-21). Градиент пластового давления распространяется во все стороны от скважины, последовательно захватывая одни поры за другими, со скорость: зависящей от вязкости нефти, проницаемости породы и расстояния до б -жайшей действующей скважины.
Мы рассмотрели случай, типичный для залежи нефти с растворенным в ней газом и разрабатывающийся на режиме расширяющегося газа. В такой залежи период эффективного влияния на нефтеотдачу пластового давления значительно более короткий, чем в залежи с активным водонапорным или газонапорным режимом. При обоих этих режимах условия для поддержания пластового давления несравнимо более благоприятны, чем в первом случае, и суммарная нефтеотдача из залежи наиболее высокая. Когда зона снижения пластового давления в залежи с режимом растворенного газа достигает границ этой залежи, дальнейшее снижение давления происходит уже без какого бы то ни было восстановления пластовой энергии. В залежи с газонапорным режимом начальное количество энергии, заключенной в пласте, значительно выше и высокое пластовое давление поддерживается в залежи значительно дольше. Когда вся нефть оказывается полностью извлеченной из такой залежи, расширившаяся газовая шапка достигает подошвенных вод и из скважин извлекается чистый газ. В залежи с активным водонапорным режимом пластовое давление поддерживается на высоком уровне в течение всего периода разработки, поскольку вместо извлеченных из залежи флюидов в нее поступает соизмеримое количество воды из окружающих залежь участков. В залежах с идеальным водонапорным режимом темп поступления в скважины воды после извлечения всей возможной нефти приближается к максимальным дебитам нефти или, вследствие высокой мобильности (малой вязкости) воды, даже превышает их. Наличие градиента потенциала флюида способствует аккумуляции нефти в залежи, так как приводит к возникновению сил, действующих в направлении, противоположном действию сил плавучести, и препятствующих дальнейшей миграции нефтяной и (или) газовой фазы. Во время добычи нефти и газа из залежи наблюдается обратное явление – движение нефти и газа в призабойную зону скважины обеспечивается развитием локального градиента потенциала флюида вокруг этой зоны.
Фиг. 10-22 Продвижение водо-нефтяного контакта в неоднородном пласте при различной интенсивности разработки залежи (Buckley, Leverett, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 146, р. 158, Fig. 8, 1942; Oil and Gas Journ.. p. 157, 1952).
Линза слабопроницаемого песчаника заключена в пласте, обладающем хорошими коллекторскими свойствами. Если темп извлечения нефти низкий, водо-нефтяной контакт на слабопроницаемом участке пласта продвигается быстрее и нефть полностью вытесняется из линзы. Водонасыщенность тонкозернистых участков оказывается большей, чем грубозернистых. В случае интенсивного извлечения нефти из залежи фронт воды движется так быстро, что нефть не успевает полностью удалиться из уплотненного участка и частично остается в нем в виде неизвлекаемого «целика».
А - низкий темп добычи нефти; Б - высокий темп добычи нефти.
Слишком быстрый темп разработки залежи, характеризующийся изменчивыми коллекторскими свойствами, может привести к оттеснению нефти менее вязкими флюидами - водой или газом - и к преждевременному прорыву их в скважины [35]. Образовавшиеся «языки» обводнения или загазованности бывает очень трудно ликвидировать, в связи с чем на участках пластов с пониженной проницаемостью нередко остаются значительные количества нефти в виде неизвлекаемых «целиков» и «островков». Это явление частично объясняется нарушением равновесия флюидов в капиллярных порах. В условиях равновесия, когда разработка залежи только начинается, тонкозернистые и слабопроницаемые песчаники содержат значительно больший процент воды, чем грубозернистые породы. В случае интенсивного отбора нефти из залежи водо-нефтяной контакт перемещается вверх быстрее, чем удаляется нефть из тонкозернистых песков. Равновесие флюидов нарушается, и вода, поступающая в поры тонкозернистых пород по мере удаления из них нефти (это явление называется пропитыванием), движется так медленно, что водонефтяной контакт поднимается вверх по падению пласта, оставляя часть нефти неизвлеченной из линз слабопроницаемых пород [36] (фиг. 10-22). В лабораторных условиях это явление изучалось на образцах керна иефтенасыщенных аргиллитов или алевритов формации Спраберри в западном Техасе, помещенных в сосуд с водой [37]. В течение нескольких часов капельки нефти высачивались на поверхность образца по мере того, как он заполнялся водой, вытеснявшей эту нефть.