Размещено на http://www.allbest.ru/

Результаты теоретического изучения процесса вытеснения нефти водой при разработке пласта

Введение

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рисунке 1. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 1. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом.

После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т.е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

1. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т.е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм² и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

2. Вытеснение нефти водой из пористой среды

Широкое распространение методов заводнения сделало вытеснение нефти водой из пластов основным процессом разработки нефтяных месторождений. Несмотря на кажущуюся простоту этого процесса, его количественное описание вызывает определенные трудности, связанные главным образом с необходимостью правильного учета реальных свойств пластов. В этом параграфе будут рассмотрены лишь особенности вытеснения нефти водой из пористой среды, а не из пластов в целом.

Согласно одной из наиболее простых схем, вытеснение нефти водой из пористой среды представляется происходящим наподобие тому, как, например, вода, подаваемая снизу в вертикально поставленную трубу, замещает находившуюся там ранее более легкую, чем вода, жидкость. Такое вытеснение получило название поршневого. Однако эксперименты и опытные данные о фактической разработке нефтяных месторождений показали, что вытеснение нефти водой даже из достаточно однородных пористых сред является неполным. Тем более неполным оказывается вытеснение нефти водой из реальных неоднородных пластов. Несмотря на это, представление о поршневом характере вытеснения нефти водой с учетом неполноты замещения нефти водой может быть использовано при определенных расчетах. Развитие исследований процесса вытеснения нефти водой показало, что при этом процессе нефть и вода движутся в пористой среде совместно. Следовательно, даже в однородной среде не существует четкого разграничения областей движения нефти и воды, а образуется занятая водой область, в которой имеется как подвижная вода, так и подвижная нефть, по крайней мере в определенной части заводненной области. При изучении и расчете совместного движения воды и нефти или другой не смешивающейся с водой жидкости прежде всего нужно знать закон совместного движения - закон фильтрации неоднородных жидкостей. Естественно предположить, что в этом случае выполняется основное положение Дарси о линейной связи скорости фильтрации и градиента давления. Однако при наличии в пористой среде двух несмешивающихся жидкостей (фаз) на скорость фильтрации оказывают влияние не только градиент давления, абсолютная проницаемость и вязкость жидкости, но и величина насыщенности пористой среды одной из движущихся фаз. При наличии в пористой среде не смешивающихся друг с другом жидкостей давления в различных жидкостях также различны. Поэтому под градиентом давления следует, вообще говоря, понимать градиент давления в соответствующей жидкости.

В области изучения механизма вытеснения нефти водой из пористых сред имеется обширная литература. Современное представление о совместной фильтрации нефти и воды возникло в результате работ Маскета, Бакли и Леверетта, Раппопорта и Лиса, А.М. Пирвердяна, И.А. Парного, Д.А. Эфроса и В.П. Оноприенко, Ю.П. Борисова и ряда последующих работ других авторов. По одной из схем процесса фильтрации двух несмешивающихся жидкостей, давление в фазах предполагается одинаковым, а проницаемость различной. Удобнее пользоваться понятием относительных проницаемостей Ка и Кв, равных отношению соответствующих фазовых проницаемостей к абсолютной проницаемости.

Относительную проницаемость можно было бы рассматривать как проводимость элемента пористой среды, одна часть сечения которого занята одной, а другая часть - другой фазой. Если бы среда была идеальным грунтом, то относительные проницаемости, по-видимому, были бы линейными функциями насыщенности S. Однако, это не так. Объясняется это прежде всего тем, что распределение фаз в пористой среде влияют капиллярные силы и градиенты давления жидкости, причем таким образом, что изменение насыщенности пористой среды не вызывает пропорционального изменения фазовой проницаемости.

Если скорости фильтрации и, следовательно, градиенты давления малы по сравнению с капиллярными силами, то фазы в пористой среде распределяются всякий раз согласно принципу минимума поверхностной энергии системы пористая среда - нефть - вода. Если же скорости фильтрации сравнительно велики, то на распределение фаз в пористой среде влияет параметр (а - поверхностное натяжение).

В более сложных случаях, когда наблюдается влияние многих факторов, фазовые проницаемости зависят сразу от нескольких безразмерных параметров.

Фазовые проницаемости, естественно, зависят от самой структуры пористой среды, особенно от распределения пор по размерам, смачиваемости пород, составляющих пористую среду водой. Здесь не рассматриваются более сложные формы неоднородности пористой среды, от характеристик которых также могут зависеть фазовые проницаемости.

Схема Бакли - Леверетта дает простое решение в случае одномерного прямолинейного вытеснения нефти водой из пористой среды. Для описания процесса вытеснения нефти водой в этом случав используются уравнения неразрывности фаз.

В процессе вытеснения нефти водой насыщенность s в какой-либо фиксированной точке пласта изменяется. Вместе с тем точки, в которых насыщенность равна какому-либо фиксированному значению, перемещаются со временем в направлении движения жидкостей.

Процесс вытеснения нефти водой по схеме Бакли - Леверетта со скачкообразным изменением водонасыщенности в определенном смысле похож на процесс течения газа с образованием ударных волн. Известно, что небольшие изменения давления в газе распространяются со скоростью звука, пропорциональной корню квадратному из давления газа, деленному на его плотность. Значительные же сжатия газа распространяются в виде ударных волн, на фронте которых наблюдаются скачкообразное изменение давления газа, его плотности и скорости. При этом до скачка и после скачка сохраняются масса газа, его импульс и энергия.

При распространении ударных волн в качестве уравнения состояния оказывается справедливой адиабата Гюгонио, согласно которой плотность газа возрастает лишь до определенной конечной величины даже при неограниченном увеличении давления, но при этом может неограниченно возрастать температура газа.

Образование скачков насыщенности при вытеснении нефти водой можно объяснить тем, что в соответствии с характером функции F(s) скорость движения воды в области с большей водонасыщенностью намного выше скорости движения воды в области с меньшей водонасыщенностью. Поэтому получается, что в некоторой точке пласта должны существовать как бы две скорости движения воды, одна из которых намного больше другой, что невозможно. В результате вода, поступающая из заводненной области, накапливается перед незаводненной областью, т.е. образуется скачок водонасыщенности, который распространяется с определенной скоростью. При течениях газа с образованием ударных волн давление в газе, в соответствии с адиабатой Гюгонио, может значительно возрастать при сравнительно небольшом увеличении его плотности. Поэтому скорости распространения более сильных сжатий в газе резко возрастают, оказываются намного выше скорости звука в невозмущенной области и более сильные сжатия нагоняют менее сильные. Отсюда и образуется скачок давления газа, его плотности и скорости. Ударные волны возникают только при распространении сжатия газа. Ударных волн разрежения не бывает, так что разрежение газа происходит по обычной адиабате, а не по адиабате Гюгонио.

Схема Бакли - Леверетта, учитывая различные фазовые проницаемости для нефти и воды, зависящие определенным образом от капиллярных сил, все же не позволяет описать такие процессы фильтрации несмешивающихся жидкостей, когда само движение жидкостей обусловливается действием капиллярных сил. Позволяет это сделать наиболее известная и экспериментально обоснованная к настоящему времени схема Раппопорта - Лиса. Согласно этой схеме, в закон движения фаз вводятся два давления - давление в нефти рН и давление в воде. Принимается, что порода является гидрофильной и разность между давлением в нефти и воде равна капиллярному давлению.

Без представления о капиллярном давлении нельзя объяснить, например, явления противоточной капиллярной пропитки, наблюдающегося в породах - коллекторах нефти и газа. Экспериментально это явление исследовали А.А. Кочешков, М.М. Кусаков и Н.М. Лубман, Маттакс и Кайт, Н.Д. Таиров, Д.М. Везиров, Ф.Г. Керимова и др. Если образец гидрофильной пористой среды, первоначально насыщенный нефтью, поместить в воду, то заключенная в его порах нефть начнет замещаться водой. Нефть будет выходить из образца, всплывая на поверхность воды. Кроме противоточной капиллярной пропитки, может происходить также прямоточная пропитка, когда насыщенный нефтью образец гидрофильной пористой среды впитывает воду с одного конца, а нефть выходит из образца с другого конца.

Использование схемы двухфазной фильтрации Раппопорта - Лиса для описания процесса вытеснения нефти водой из прямолинейного образца пористой среды не приводит к появлению скачка насыщенности или резко обозначенного фронта вытеснения, как это было при использовании схемы Бакли - Леверетта. Изменение насыщенности по всей длине образца происходит постепенно. Выше были рассмотрены такие случаи вытеснения нефти водой из пористых сред, когда фазовые проницаемости и капиллярное давление зависят только от мгновенной насыщенности.

Однако, как это было указано Г.И. Баренблаттом, в пористой среде могут наблюдаться процессы перераспределения нефти и воды, которые приводят к изменению во времени фазовых проницаемостей и капиллярного давления и, следовательно, к изменению интегральных показателей процесса вытеснения нефти водой.

3. Повышение коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти

3.1 Применение водорастворимых ПАВ

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80% запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что до извлечение ее обычными методами разработки затруднительно.

При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к поршневому, когда до 90% нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5 - 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью. Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.

Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков месторождений республик Башкортостана и Татарстана, а также Западной Сибири неоднократно проводились на основе сопостaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах - от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения.

Метод заводнения нефтяных залежей с применением ПАВ имеет ряд недостатков. Самый большой недостаток заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это вытекает из результатов многочисленных исследований, заключается в относительно большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе.

Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего 35-40%), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды - содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора.

Перспективу применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственники связывают со следующими направлениями:

1) обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием;

2) нагнетание слабоконцентрированных (0,05 - 0,5%) и высококонцентрированных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов.

3.2 Применение маслорастворимых ПАВ

нефтеотдача вытеснение мицеллярный вода

Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10% может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию - как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.

Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой (среднюю фазу) с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию: микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10-15% эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10-20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

3.3 Мицеллярные растворы

Экспериментально установлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых сред мицеллярной оторочкой размером 2,5% от порового объема извлекается 80% остаточной нефти, а при оторочке размером 5% от порового объема достигается практически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефти сильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора.

Процессы вытеснения нефти этими растворами имеют особенности, которые обусловлены тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью вбирать в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах.

В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит.

3.4 Полимерное заводнение

Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне. Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотя остающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, так и в полимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачи является экономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Кактправило, полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когда отношение подвижностей при обычном заводнении высоко, неоднородность пласта большая или отмечается сочетание этих двух факторов.

3.5 Водогазовое циклическое воздействие

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 - 15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Водогазовое циклическое воздействие наряду с положительным влиянием на до вытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками. Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается и для газа в 8 - 10 раз, для воды в - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.

Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10 - 20% в зависимости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

3.6 Гелеобразующие системы ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ

В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид - соль алюминия - вода - ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.

Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов - ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10 - 50%, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40 - 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.

Литература

1. Гиматудинов Ш.К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 312 с.

2. Оркин Г.К., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 299 с.

3. Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 572 с.

4. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский Л.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. - 541 с.

5. Варфоломеев Д.Ф., Хамаев В.Х. Химия нефти и газа. - Уфа, 1977. - 61 с.

Размещено на Allbest.ru