1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и

Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах

1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной.

Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной.

Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта.

Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа.

Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии и др., также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании:

1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбированной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода – нефть, вода – газ).

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам.

Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии.

При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е.

разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды.

На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. 4.2 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов [15].

Рис.4.2 Зависимость остаточной водонасыщенности

пород от их проницаемости

1– мелкозернистые пески; 2–среднезернистые пески; 3 – крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4 и 5 – песчаники различных участков Туймазинского месторождения; 6 – известняки Новостепновского месторождения; 7 – известняки Карташевского месотрождения

Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же – с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.

4.2. Состояние переходных зон нефть – вода, нефть – газ и вода – газ

Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей.

Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков, сантиметров.

В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами ее мощность достигает 6 – 8 м.

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород.

В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм2 при водонасыщенности 35 – 40% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы.

При проницаемости 0,650 мкм2 сплошность нефти нарушается при 28 – 30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 – 35% от объема пор.

Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. 4.3), полученные путем вытеснения воды нефтью.

Рис. 4.3. Схема изменения водонасыщенности

пород по вертикали.

По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение

, (4.1)

где – капиллярное давление;

– соответственно плотности пластовой воды и нефти;

– ускорение силы тяжести;

– высота над уровнем 100% насыщения пласта водой.

Отсюда

. (4.2)

Так как капиллярное давление – функция водонасыщенности , тогда

. (4.3)

Эта зависимость отличается от только постоянным множителем и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость будут одинаковыми, если на оси ординат вместо отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению расстояние от водо-нефтяного контакта .

Используя эту кривую (рис. 4.3), где капиллярное давление преобразовано в высоту столба , которым уравновешивается данное капиллярное давление можно приближенно оценить распределение воды и нефти по вертикали в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей мощности пласта.

Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале от до

. (4.4)

Величина интеграла в этой формуле определяется площадью под кривой между соответствующими значениями и .

Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород пластовой системы.

Поэтому при использовании осредненных кривых зависимости «капиллярное давление — водонасыщенность», полученных по результатам усреднения большого числа анализов, получаем сугубо приближенное представление о распределении воды и нефти в переходной зоне и по вертикали в пласте в целом.

Одна из причин этого обусловлена, вероятно, влиянием капиллярного гистерезиса на высоту капиллярного поднятия и распределения воды в пластовых условиях.

М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установили, что в капиллярах переменного сечения может существовать несколько равновесных высот подъема (капиллярный гистерезис) в зависимости от формы капилляра.

Действительно, для капилляра с профилем, приведенным на рис. 4.4, существует несколько высот капиллярного подъема жидкости, для которых соблюдается условие, определяющее равновесную высоту подъема :

, (4.5)

где – потенциальная энергия смачивающей жидкости в капилляре:

. (4.6)

Рис.4.4 Схематический график функции для

капилляра «синусоидальной» формы

Здесь – капиллярное давление, выраженное в тех же единицах, что и давление столба жидкости высотой ; – объем жидкости в капилляре.

Для пористых сред, состоящих из бесконечно большого числа капилляров различного сечения сложной формы и сообщающихся друг с другом, капиллярный гистерезис может выражаться большим числом равновесных высот капиллярного подъема.

Еще более сложное строение водо-нефтяного контакта возникает при вытеснении нефти водой в процессе эксплуатации залежи: кроме проницаемости, капиллярного подъема и физико-химических свойств жидкости, на строение водо-нефтяной зоны влияют динамические факторы – градиенты давлений, фазовые проницаемости системы и т. д.

Иногда этот контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи.

На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта.

Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть – порода – газ.

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (4.1) и (4.2), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды.

Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (4.

2) все же следует, что высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источник: https://studopedia.ru/3_17770_sostoyanie-ostatochnoy-svyazannoy-vodi-v-neftyanih-i-gazovih-kollektorah.html

Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа

1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и

В настоящий момент многие нефтегазовые компании испытывают сложности при разработке нефтяных и газовых месторождений, эксплуатация которых ведется многие годы.

Основные негативные моменты связаны с прорывом воды при заводнении и увеличением гидрофобизации коллектора в следствии адсорбции компонентов нефти в виде смол, асфальтенов и битума в процессе разработки.

Это приводит к снижению темпа отбора углеводородов (УВ), значительному увеличению обводненности и в итоге к снижению конечных показателей углеводородоизвлечения.

Рисунок 1. Схема некоторых задач, связанных со смачиваемостью, которые решают специалисты при разработке нефтегазовых месторождений.

Существует множество методов воздействия на нефтегазовый коллектор с целью получения привлекательного в экономическом плане притока углеводородного сырья.

Но какой бы метод не был применен, возникает задача по управлению смачиваемостью, которая невозможна без определения реальной относительной смоченности пород водой и углеводородами.

Смачиваемость поверхности породы является важным параметром, от которого зависят основные показатели разработки любого месторождения. Гидрофобная характеристика пластов переводит находящиеся в них запасы в разряд трудноизвлекаемых.

Пониженное внимание или не учет поверхностных свойств коллектора приводит к нежелательным последствиям при добыче, таким как резкая обводненность добываемой продукции, высокое значение остаточной нефти в пласте, и, как следствие, низкую выработку углеводородов и значительные экономические потери добывающих компаний.

Проблемы учета смачиваемости

Понимание структуры порового пространства и корректной дифференциальной оценки смачиваемости становится в настоящее время актуальнейшей задачей, правильное решение которой откроет новые возможности в более эффективной добыче углеводородов.

В настоящий момент специалисты из различных областей нефтегазовой отрасли испытывают трудности при решении таких задач, как (рис. 1):

1.Корректная оценка смачиваемости с учетом микроструктуры порового пространства.

2.Корректная оценка фильтрационно-емкостных свойств (эффективная пористость, проницаемость, коэффициент связанной воды, коэффициент связанной нефти).

3.Петрофизические связи

4. Моделирование процессов двухфазной фильтрации (относительные фазовые проницаемости, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения, капиллярное давление, J-функция). В динамических лабораторных экспериментах необходимо использовать естественный керн, т.к. смачиваемость при экстракции керна изменяется и происходит изменение микроструктуры порового пространства.

4.Использование -функции при моделировании заводнения продиктовано тем, что на образцах породы одного пласта получают разные кривые капиллярного давления и выбор показательной кривой не является однозначным.

-функция дает возможность рассчитать универсальную кривую капиллярного давления, при этом функцию смачиваемости () считают постоянной и равной 1 при заданных водонасыщенностях, поверхностном натяжении, пористости и проницаемости.

По сути, для расчета универсальной кривой капиллярного давления в этом случае необходимо знать поверхностное натяжение (σ), среднюю пористость (ср) и проницаемость (ср), но внутрипоровое строение пласта не однородно, присутствуют поры разного размера, соответственно для каждого образца будет разное распределение пор по размерам, от которого зависит капиллярное давление. Поэтому применение -функции таким образом в расчетах заводнения не совсем корректно.

5.Корректная оценка коэффициента извлечения нефти. Каким образом учитывать смачиваемость при подсчете КИН, а также в геоло-статистических моделях?

6.Моделирование воздействия на пласт (кислоты, поверхностно-активные вещества и др.).

Существующие представления о смачиваемости

Традиционная типизация смачиваемости разделяет тенденцию одной жидкости распространяться или присоединяться к твердой поверхности в присутствии других несмешивающихся жидкостей на гидрофильную, гидрофобную, нейтральную и гетерогенную (рис. 2). В настоящее время доказано, что до миграции нефти и газа в ловушку слагающие пласт породы были полностью гидрофильными.

Гидрофобность коллектора возникает при физико-химическом взаимодействии полярных коллекторов нефти породой коллектором. Гетерогенная смачиваемость возникает в следствии того, внутренняя поверхность пор состоит из различных минералов с различными химическими и адсорбционными свойствами, в следствие чего компоненты нефти избирательно адсорбируются на поверхности.

При движении многокомпонентных смесей, таких как газ, конденсат, нефть, через горные породы происходит их селективное осаждение во внутрипоровом пространстве в результате целого ряда процессов.

Соответственно, одна часть поверхности оказалась занята адсорбированными УВ, другая часть- адсорбированной водой.

Смешанная смачиваемость является видом гетерогенной смачиваемости, когда гидрофобные поверхности образуют сквозные пути по крупным порам, а мелкие остаются гидрофильными ( Salathiel).

В естественных условиях гидрофобность смешанных по смачиваемости кернов может быть связана как с большими, так и с малыми порами.

А микроструктурная смачиваемость [14] возникает, когда гидрофильные и гидрофобные участки смачивания приурочены к отдельным порам и капиллярам, что приводит к неоднородности смачивания на уровне отдельных пор (микроуровень).

Распределение гидрофобных и гидрофильных участков, их число и чередование зависят от природы породообразующих минералов, структуры порового пространства, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и содержания в нем погребенной (реликтовой) воды.

Микроструктурная смачиваемость приводит к необычным явлениям при двухфазной фильтрации и требует специального учета для обоснования технологий извлечения углеводородов из пластов.

Выявлено, что микроструктурная смачиваемость влияет на фазовую и относительную фазовую проницаемости, капиллярное давление, неподвижную водо- и нефтенасыщенность и в конечном итоге обуславливает углеводородоотдачу пласта [21].

Микроструктурная смачиваемость обычно характеризуется коэффициентом гидрофобизации θн, который показывает долю площади поверхности, занятой адсорбированными [2].

[Описание: Слайд1]

Рисунок 2. Типизация смачиваемости пород-коллекторов

Геологические аспекты, формирующие смачиваемость

Минеральный состав породы.

Смачиваемость зависит от минерального состава внутрипоровой поверхности. На смачиваемость влияют уровень карбонатности и наличие глинистых минералов.

По данным лабораторных испытаний [28] образцы с высокой степенью (выше 38%) карбонатности более гидрофобны, и наоборот, образцы с низкой карбонатностью более гидрофильны. Высокое объемное содержание глины в гидрофильной породе также приводит к изменению смачиваемости.

При этом адсорбция асфальтенов на глине в 4,5 раза меньше, чем на известняках. Но из-за большой удельной поверхности глины могут адсорбировать много асфальтенов [8].

Для терригенных коллекторов гидрофобизация поверхности возрастает с появлением карбонатного цемента.

В известняках, кроме обычной адсорбции молекул поверхностно-активных углеводородов, возможно их хемосорбция, которая сопровождается образованием на поверхности новых соединений, например нафтенов кальция.

Для коллекторов, содержащих газоконденсат, частичная гидрофобизация поверхности вероятна вследствие их «высушивания», выпадения конденсата в пористой среде при изменении первоначальных термодинамических условий в залежи [17].

Степень адсорбции углеводородов зависит от типа глинистых минералов, дисперсности, состава тяжелых фракций нефти, уровня водонасыщенности, типа обменного катиона и типа растворителя (т.е. от состава сырой нефти). Изначально глины в нормальных условиях гидрофильны. В результате адсорбции тяжелых фракций нефти (смолы и асфальтены), они гидрофобизуются.

В результате чего образуется глинисто-органический комплекс, гидрофобный и очень устойчивый. Таким образом, поверхность стабилизируется относительно диспергирования и миграции.

Это явление приводит к изменению смачиваемости и сопровождается снижением набухания, снижению адсорбции поверхностно-активных веществ при обработке пласта, сопособности к катионному обмену и сокращению площади поверхности.

На адсорбцию углеводородов на глинистых минералах влияет [26]: 1. Тип глинистого минерала в составе породы и его количество. Монтмориллонит и вермикулит, обладающие высокой способностью к катионному обмену, будут мешать распространению закачки с использованием активных химических добавок.

Присутствие в составе породы каолинита и иллита снижают проницаемость вследствие низкой катионной активности и формы частиц, т.к. возникает диспергирование и миграция частиц; 2. Состав тяжелой фракции нефти, которая имеет большой молекулярный вес за счет наличия смол и асфальтенов.

Взаимодействие с глинистыми частицами будет зависеть от диполярных видов ионов в асфальтенах и смолах и от крупной конденсационной структуры ароматического кольца. За укрепление адсорбционной связи между минералами и нефтью отвечает электронное взаимодействие с кислородом на поверхности; 3. Уровень водонасыщенности.

Адсорбция на глинистых минералах снижается с ростом водонасыщенности, но не прекращается полностью. Если керн сухой, то адсорбция протекает быстрее. Адcорбция в данном случае протекает согласно изотерм Ленгмюра адсорбции первого типа. Но адсорбция асфальтенов в присутствии воды не стабилизирует глины; 4.

Тип обменного катиона. Двухвалентные катионы вызывают большую адсорбционную активность по отношению к углеводородам; 5. Тип расворителя. Такие растворители, которые могут ионизировать асфальтены, как ниторобензин, вызывают большую адсорбцию, чем ароматические растворители схожие по характеру с асфальтенами.

Следовательно, также важна природа пластовой (сырой) нефти, действующей как текущий растворитель для тяжелых фракций.

Таким образом, при взаимодействии глинистых минералов с тяжелыми фракциями нефти, поверхность покрывается адсорбированной углеводородной пленкой, причем это покрытие неравномерное.

Данный слой стабилизирует поверхность, в результате которой снижается адсорбционная активность по отношению к воде, то есть поверхность становится устойчивой к воде, снижается набухание, способность к катионному обмену, снижается дисперсия (разрушение породы) и миграция частиц, адсорбция ПАВ.

Влияние ионообменной способности на гидрофобизацию

На терригенных образцах Ново-Уренгойского месторождения, в которых присутствовали глинистые минералы-алюмосиликаты, такие как монтмориллонит, гидрослюда и смешаннослойные хлорит-гидрослюдистые образования, изучалось оценка влияния типа глинистого минерала-алюмосиликата и его количество на степень гидрофобизации. Для этого образцы насыщали индивидуальными углеводородами различного строения, такими как гексан, гептан, декан, изооктан, циклогексан, а также продукты переработки нефти. Определяющим фактором влияния поверхности на адсорбцию УВ является количество и вид алюмосиликата. С увеличением содержания фракции меньше 1 мкм, адсорбция углеводородов увеличивается. При увеличении емкости обмена, количество адсорбционно-связанных углеводородов уменьшается. Наименьшей адсорбционной активностью по отношению к УВ у образцов, содержащих монтмориллонит [15].

Структура порового пространства и гидрофобизация

Одной из важнейших задач обоснования наличия микроструктурного характера распределения насыщающих флюидов в поровом пространстве является возможность сопоставить коэффициент гидрофобизации со структурой порового пространства, в частности с распределением пор по размерам. В качестве примера были выбраны образцы Тэдинского нефтяного и Ново-Уренгойского газоконденсатного месторождений. На данных образцах были определены коэффициенты гидрофобизации (табл. 1) и кривые капиллярного давления.

МесторождениеТэдинскоеМесторождениеНовый Уренгой
№ образцаθн, доли единиц№ образцаθн, доли единиц
10.72810.077
20.61020.115
30.76730.048
40.75940.089
50.73850.026
60.56860.015

Далее с помощью кривых капиллярного давления посчитаны распределение пор по размерам для каждого образца. Зная процентное содержание пор определенного размера и коэффициент гидрофобизации для каждого образца, можно выявить тенденции в изменении степени гидрофобизации в зависимости от содержания пор определенного радиуса. Данные тенденции имеют совершенно разный вид.

Природная гидрофобизация терригенных образцов месторождения Новый Уренгой с увеличением содержания пор радиусом 21,6; 7,68 мкм увеличивается, а при увеличении содержания пор радиусом 12; 2,16-0,06 мкм уменьшается. Коэффициент гидрофобизации, полученный для карбонатных образцов Тэдинского месторождения, уменьшается при увеличении содержания пор размером больше 7,68 мкм.

Такая же зависимость прослеживается для пор размером 0,504 — 0,06 мкм. Для пор размером 4,32 и 2,16 мкм наблюдается обратная зависимость — чем больше содержание пор такого размера, тем больше коэффициент гидрофобизации. Однако, есть размеры пор, увеличение содержания которых не влияет на коэффициент гидрофобизации.

Таким образом наглядно продемонстрировано наличие сложной микроструктурной смачиваемости [16].

История формирования, разрушения и вторичного образования залежей углеводородов

В процессе гидрофобизации уменьшается количество свободных пор, а нефть занимает поры разного размера и в разных формах (пленочная, менисковая, контактная), изменяется конфигурация порового пространства (в присутствии углеводородов конфигурация сглаживается).

Эти явления приводят к необходимости детально изучить физику гидрофобизации на микроуровне, т.к. они формирует микроструктурную смачиваемость.

В результате адсорбции активных компонентов нефти на поверхности нефтевмещающих пород формируются участки с измененной смачиваемостью.

Возникновение микроструктурной смачиваемости определяется стадиями формирования и изменения залежей углеводородов.

Можно выделить следующие этапы: первичное замещение воды нефтью (первичный дренаж); адсорбционное взаимодействие нефти с минералами, слагающими внутрипоровую поверхность; периодическое заполнение ловушки водой (спонтанная пропитка); изменение пластового давления (вынужденная пропитка; последующее внедрение нефти (вторичный дренаж).

Все эти этапы формируют структуру природного нефтенасыщения коллектора [20]. На уровне отдельных пор расположение нефти и воды контролируется капиллярными силами, величина которых зависит от локальных радиусов кривизны границы раздела фаз и наличия водонефтяных пленок на поверхности пор.

Капиллярное давление Pс на уровне отдельной поры в соответствии с уравнением Юнга-Лапласа зависит от главных радиусов кривизны r1 и r2 и поверхностного натяжения (Ϭ).

Однако в процессе формирования залежи нефть замещает воду не полностью, и в некоторых частях поры остается вода, образуя смачивающую пленку на внутрипоровой поверхности.

Эта пленка, толщиной h генерирует расклинивающее давление Π(h), обусловленное силами Дерягина, которые необходимо учесть в капиллярном давлении. Соответственно, расширенное соотношение Юнга-Лапласа для капиллярного давления будет (формула 1):

(1)

Расклинивающее давление Π(h) зависит от толщины смачивающей пленки h. Для тонких пленок (~100 нм) величина Π(h) велика по сравнению с другими членами соотношения (1). Для плоских участков пленки равновесное капиллярное давление Pс= Π(h).

Расклинивающее давление контролирует и локальный угол смачивания (Ө) [32].

, (2)

где h, hp — равновесная и базовая толщина пленки расклинивающего давления; ξ — фиктивная переменная интегрирования. В соотношении (2) hp/am

Источник: https://neftegaz.ru/science/development/331612-geologicheskie-faktory-smachivaemosti-porod-kollektorov-nefti-i-gaza/

Распределение остаточной нефти в пласте

1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и

Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов принципиально важно знать насыщенность пластов, как распреде­лена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится в порах. Неполное вытеснение нефти водой из пластов обуслов­ливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачивае­мостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Как отмечалось, в микронеоднородной пористой среде нефть вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной — из мелкопористых частей пласта.

В гидрофильной пористой среде за фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть вытесняется водой из мелких пор в крупные.

Для энергетического равновесия и обеспечения минимума свободной энергии происходит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе — вода занимает мелкие поры (сужения), а нефть переходит в круп­ные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул (рис. 5, е).

Рис. 6. Схема распределения остаточной нефти в заводненных пластах.

1 – нефть в линзах и пропластках. не охваченных дренированием, 30—40% и более; 2, 3 — нефть в монолитном пласте, что обусловлено его неоднородностью и вязкостной неустойчи­востью вытеснения водой, 10—30%; 4 — нефть, рассеянная в заводненной части пласта, 20—40 %

В таком состоянии будут наименьшими поверхность кон­такта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если по­ристая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах в виде пленки.

У гидрофобной поверх­ности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокирован­ные водой в крупных порах (капиллярными силами),— основная причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в за­водненных пластах.

Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил (рис. 6).

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, первоначальная связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах.

Остаточная же нефть ос­тается в порах меньшего размера и также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основопо­лагающем факте построена вся теория методов увеличения нефте­отдачи пластов.

Имеющиеся представления об остаточной нефти в виде псевдотвердых слоев на поверхности пор не подтверждаются опытами смешивающегося вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды, как было показано, зависит от ее проницаемости, распределения размеров пор, а также от вязкости нефти и характера смачиваемости. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при ма­лой вязкости нефти коэффициент вытеснения может достигать 0,8—0,9 (рис. 7).

В слабопроницаемых ча­стично гидрофобных средах при по­вышенной вязкости нефти он со­ставляет 0,5—0,65, а в гидрофобных пластах — не более 0,25—0,4. Вместе с тем при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого дав­ления, углекислым газом и мицеллярным раствором коэффициент вы­теснения достигает 0,95—0,98.

Отбор нефти из пластов скважинами и макронеоднородность пластов, вы­ражающаяся в изменении их свойств (проницаемости) по толщине и про­стиранию, являются причинами не­полного охвата пластов дренирова­нием и заводнением.

В завод­ненном пласте остаются нефтенасыщенными слои, линзы и участки, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями [29, 33].

Процесс неполного охвата пластов заводнением и вы­теснением (дренированием) усугубляется неблагоприятным соот­ношением вязкостей нефти и воды. С повышением вязкости нефти и уменьшением вязкости воды охват пластов заводнением и дренированием резко уменьшается и служит основной причиной неудовлетворительной конечной нефтеотдачи пластов.

В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность очень за­висит также от размещения скважин и условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы, пропластки.

Таким об­разом, целью для физико-химических методов увеличения нефте­отдачи пластов после их заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пластов с насыщенностью до 20—30 %, рассредоточенной по пористой среде, блокированной в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохва­ченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах с высокой непрерывной нефтена-сыщенностью, объем которой может достигать до 20—80% от начальных запасов (см. рис. 6).

При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах пласта, и в неохваченных процессом заводнения слоях и про­пластках во всех точках залежей, так как предельная минималь­ная нефтенасыщенность (10—20 %) не достигается даже в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам.

А в зонах стягивания нефти у добывающих скважин, завершающих разработку, остаточпая нефтенасыщенность значительно выше критической, так как в неоднородных пластах при повышенной вязкости нефти эконо­мически рентабельная предельная обводненность продукции сква­жин (95—98 %) наступает при средней нефтенасыщенности плас­тов в призабойных зонах до 45—50 % и более. Эту особенность распределения остаточной нефтенасыщенности пластов — увеличе­ние ее от линии нагнетания до линии стягивания от 15—25 до 45—50% и более — следует учитывать при выборе опытных участ­ков по испытанию методов, схемы размещения скважин и расче­тах эффективности.

Если пласт разрабатывается при режиме растворенного газа, то остаточная нефтенасыщенность в отличие от заводнения прак­тически не зависит от проницаемости, а определяется газовым фактором, вязкостью нефти и снижением пластового давления.

Вытеснение нефти газом, выходящим из раствора в свободное состояние при снижении пластового давления, происходит равно­мерно из всего объема пласта до критической газонасыщенности (12—18%), когда газ остается еще неподвижным.

Затем начи­нается движение свободного газа по пласту, предпочтительно по высокопроницаемым слоям (трещинам). Нефтенасыщенность становится неравномерной: в слабопроницаемых слоях и зонах выше, а в высокопроницаемых — ниже.

При длительном процессе разработки это распределение нефтегазонасыщенности в неодно­родном пласте за счет гравитационных сил может измениться. Газ будет стремиться занять верхние части пласта, а нефть — нижние.

Остаточная нефтенасыщенность верхних и газонасыщен­ность нижних частей пласта будут определяться величиной, при которой наступает нулевая фазовая проницаемость для нефти и газа при трехфазном потоке и наличии анизотропии. При вытес­нении нефти расширяющейся газовой шапкой остаточная нефте­насыщенность загазованной части пласта выше заводненной (до 40—50 %), если проявление гравитационных сил слабое (в мало­проницаемых пластах).

Для успешного применения новых методов уве­личения нефтеотдачи пластов необходимо детальное изучение про­явления всех естественных сил в процессе разработки и особенно­стей состояния и распределения остаточной нефтенасыщенности, чтобы воздействовать на нее активными дорогими агентами.

Например, при нефтеотдаче пласта 50 % от балансовых запа­сов, достигнутой за счет естественного или искусственного завод­нения, оставшиеся запасы нефти распределены в первоначальном объеме залежи крайне неравномерно — от 10—15% в высокопро­ницаемых однородных зонах вблизи нагнетательных скважин до 65—70 % в слабопроницаемых неоднородных зонах у стягиваю­щего, центрального ряда добывающих скважин. В свою очередь, средняя величина 10-—-15 % от остаточных запасов нефти в высо­копроницаемых зонах может быть обусловлена распределением по линии вытеснения ее водой от 5—7 % у нагнетательных до 20—30 % у добывающих скважин, а 65—70 % в слабопроницаемых и неоднородных зонах — от 40—50 до 80—90% соответст­венно. Аналогичный диапазон распределения нефтенасыщенности в заводненной части пласта может наблюдаться вследствие его не­однородности в плане, по простиранию, перпендикулярно к линии .вытеснения.

https://www.youtube.com/watch?v=ETv9PCBNkd8

Другое важнейшее условие успешного применения новых ме­тодов увеличения, нефтеотдачи пластов — знание свойств остаточ­ной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой нефти по разным причинам: вследствие расслоения нефти на легкие и тяжелые компоненты, остающиеся в пласте, вторичного изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с во­дой кислорода, микроорганизмов и пр.

Все эти особенности нефтенасыщенности пластов должны с особой тщательностью изучаться для обоснования технологии процесса.



Источник: https://infopedia.su/15xa0d7.html

Scicenter1
Добавить комментарий