небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.
При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к
95-100 %.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. Значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
Нефть гидрофобизирует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящаяся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.
Можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1)капиллярно удержанная нефть;
2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3)нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4)нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
5)нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).
115
Количество пленочной нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород. Объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Значительные её количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.
Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов. Если среда гидрофильная, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связанно с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки – вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт.
В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям оплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной
116
интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.
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 давления).
Известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластов, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти, т.е. дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть.
Повышение градиентов давлений на пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти.
117
13. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ РАЗЛИЧНЫМИ
МЕТОДАМИ
13.1.Этапы разработки нефтяных месторождений
Вразработке нефтяных месторождений можно выделить 4 этапа, которые характеризуются следующими основными отличительными признаками:
- способами разработки; - системами размещения скважин;
- коэффициентами нефтеотдачи; - информационной базой.
1 этап продолжался до 1946 г. и характеризовался следующими признаками: естественным режимом разработки; равномерной, в основном треугольной, сеткой скважин, плотность сетки – 2-6 га/скв.; коэффициентом нефтеотдачи –
0,1-0,2.
2 этап продолжался с 1946 г. по 1980 г. и характеризовался интенсивным внедрением технологии заводнения как на разрабатываемых, так и на вновь вводимых месторождениях. В 1948 г. впервые в СССР с начала разработки было начато промышленное применение законтурного заводнения с целью поддержания пластового давления на Туймазинском месторождении (Башкирия). Затем началось применение на других месторождениях различных систем размещения скважин (площадной и рядной) для реализации внутриконтурного заводнения. За счёт применения заводнения удалось более чем в 2 раза повысить нефтеотдачу пластов увеличением коэффициента вытеснения. При этом одновременно уменьшился коэффициент охвата с 0,9 при
118
режиме истощения до 0,6-0,7 при применении заводнения. Для контроля за разработкой начали применять термометры, дебитомеры и другие приборы.
3 этап продолжался с 1980 г. по 1990 г. и характеризовался различными методами, направленными на совершенствование технологии заводнения за счёт:
-перехода на площадное и избирательное заводнение;
-применения различных добавок к воде, улучшающих её вытесняющую способность (ПАВ, щёлочи, кислоты и др.);
-выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (смена направлений фильтрации, повышение давлений нагнетания, циклический режим закачки воды и т. д.).
Была значительно усовершенствована информационная база, на основании которой активно применялись методы регулирования процесса заводнения. Также появились методы автоматизации контроля за разработкой.
Совершенствованием контроля и регулированием разработки удалось повысить нефтеотдачу на ряде месторождений до 0,5-0,6.
Особенно важно отметить, что в этот период начали активно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные методы повышения нефтеотдачи: термические, физико-химические, газовые и др.
119