Материал: Физика пласта. учебное пособие. Булыгин Ю.А

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений, – капиллярное давление:

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, известно как эффект Жамена (Жюль Жамен, французский физик, 1818 – 1886 г.ж.).

Эффект Жамена – возникновение увеличенного сопротивления перемещению газированной нефти по тонкопористому пласту при прохождении её через суженные места норовых каналов. Жамэном было установлено, что движение газированной жидкости (т.е. с пузырьками газа) по узким капиллярным каналам требует гораздо больших усилий, чем при движении по этим каналам чистой жидкости (без газовых пузырьков). Основные причины эффекта Жамена – поверхностное натяжение и капиллярность. При движении газированной жидкости, состоящей из чередования капелек нефти и пузырьков газа, последние сжимаются, деформируются, вследствие чего затрудняется нормальное движение жидкости.

Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

110

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

12.3. Причины нарушения закона Дарси

Поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело – жидкость, могут привести к химической фиксации адсорбционных слоёв поверхностно-активных компонентов нефти и, как следствие, к непрерывному замедлению фильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов (возрастание толщины коллоидных плёнок). Эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давления и повышением температуры до 60-65 °С. Происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционносольватных слоёв.

Вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений иногда дебиты скважин уменьшаются, и тогда прогревают призабойную зону или применяют другие средства.

Аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона, также могут быть причиной нарушения закона Дарси.

12.4. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

Наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (могут поддерживаться искусственно путём нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или

111

нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности.

Нефть и вытесняющий её агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти агентами никогда не происходит, т.к. 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 опережают 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 %, нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью.

Рис. 12.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой [4]

112

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной 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 нефтенасыщеной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

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

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

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора, который может оказаться 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 твёрдой поверхности, т.к. здесь для образования пузырька затрачивается меньше работы. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. 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

113

по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, т.к. малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям) по газонасыщенным участкам.

12.5. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенной к начальной.

Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %. Наибольшее значение нефтеотдачи отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что объясняется большими запасами энергии краевых вод, большой эффективностью промывки пор водой и благоприятным физико-химическим взаимодействием воды с породой и нефтью. Поэтому следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение её на границе с нефтью, смачивающие свойства, вязкость и температуру.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже, что объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большей подвижности. Кроме того, газ не смачивает породу, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно

114