da dy
в
Рис. 2.6. Зависимость касатель ного напряжения сдвига т от градиента скорости сдвига du/dy (реологическая кривая) для раз личных жидкостей:
1 — дилатантная; |
2 — ньютоновская; |
|||
3 — ньютоновская |
тиксотропная |
(тело |
||
Оствальда); 4 — псевдопластичная |
(те |
|||
ло |
Шведова); |
5 — вязкопластичная |
||
(общий |
случай); |
6 — вязкопластичная |
||
(тело |
Бингама); |
7 — тиксотропно-пла |
||
стичная |
жидкость |
|
|
|
Для аномальной вязкопластичной жидкости (или псевдопластичной) можно ввести аппроксимационную величину то, назы ваемую динамическим напряжением сдвига, и тогда описать те
чение уравнением (2.127) |
при 0=тоОтождествляя неньютонов |
||||
ские нефти с вязкопластичной жидкостью, А. X. Мирзаджанзаде |
|||||
в 1953 г. предложил |
записывать обобщенный закон |
Дарси |
|||
в виде: |
|
|
|
|
|
~ v = — - V f 1— |
7 |
‘V |
) |
gradр при |g ra d p |> v ; |
(2.128) |
р/ V |
| grad р | |
|
|
||
о = 0 при |g ra d p |< v .
Здесь у — начальный (предельный) градиент давления, рас ходуемый на преодоление напряжения сдвига то и связанный с то и проницаемостью k соотношением:
(2.129)
где ас — безразмерный (структурный) коэффициент, зависящий от структуры порового пространства (ас=0,0162—0,018). Иссле дования показали, что для ряда месторождений СССР у= 0,0012—0,015 МПа/м. Проявление предельного градиента дав ления (нелинейные эффекты) возможно при взаимодействии за полняющей пористую среду жидкости со скелетом, а также при фильтрации газа через глинистые пласты, содержащие остаточ ную воду. Неньютоновские свойства пластовых систем в целох^ проявляются только при малых скоростях фильтрации и в сре дах с малой проницаемостью. В пористой среде с широким спек тром распределения пор (микрокапилляров) по радиусам при увеличении градиента давления движение начинается вначале в наиболее крупных порах, а по мере увеличения градиента дав ления движением охватываются все более мелкие поры. Чем больший разброс размеров пор, тем больше отличается факти ческая фильтрация от идеализации согласно уравнению (2.128).
Рис. 2.7. Индикаторные линии скважин (а, б) и профиль притока нефти (в)
из трех пропластков при разных депрессиях (Дplt Др2, АРз) и соответствую щих дебитах (Qb Q2> Q3):
I» ^^-сообщающиеся и несообщающиеся пропластки
При фильтрации с предельным градиентом давления дебит скважины можно представить обобщенной формулой Дюпюи:
Q= 2nkh |
~ Да>) , |
(2.130) |
|
Го |
|
где Др=р„л—р3— перепад давления между контурами с радиу сами RKи rc; Apo=y {RK—гс) — начальный перепад давления (аппроксимационная величина аналогична то), при превышении которого осуществляется приток жидкости в скважину (рис. 2.7, а).
Исследованиями, проведенными, например, на скважинах ме сторождения Узень, установлено, что Др0 достигает 1—2 МПа. Следовательно, неньютоновский характер пластовых нефтей должен влиять на процессы разработки залежи, охват залежи воздействием и нефтеотдачу.
При наличии в разрезе продуктивного пласта пропластков, характеризующихся разными значениями начального перепада давления Дpoi (£ — номер пропластка), индикаторная диаграмма представляется ломаной линией, а в случае сообщающихся про пластков — плавной кривой (рис. 2.7, б), что свидетельствует об изменении гидропроводности пласта. Отсюда можно просле дить связь между изменением эффективной (работающей) тол щины пласта ЛЭф и нелинейными эффектами с изменением пере пада давления (рис. 2.7, б и в ) . Поскольку с ростом перепада давления Ар увеличивается число пропластков, в которых дви жется нефть, то снимая профили притока (измеряя дебит каж дого пропластка Q,-, j, i — номер пропластка; / — номер режима) при различных режимах (депрессиях Apj), можно обнаружить
4* |
99 |
изменение (увеличение) эффективной толщины пласта (охват разработкой по толщине) за счет подключения к работе различ ных пропластков (см. рис. 2.7, в), где / — номер режима работы. При первом режиме кЭф= Ни при втором — h ^ = h\ + h2 и только при третьем режиме эффективная толщина равна нефтенасы щенной (/l3<}, = /l).
При фильтрации к скважине или группе скважин градиент давления различный в разных точках пласта. С удалением от скважины градиент давления уменьшается и может принять значения, равные или меньше значения предельного градиента давления. В таких точках движение нефти практически отсут ствует, значит образуются застойные зоны или целики непод вижной остаточной нефти. Вытесняющая вода быстро проры вается в добывающие скважины. М. Г. Берн'адинером, В. М. Би товым и др. проведены исследования размеров застойных зон. Размеры застойной зоны и коэффициент охвата пласта зависят от параметра Яс= (Q[i)/(kyL), где Q — дебит скважины на еди ницу толщины пласта; L — характерный линейный размер об ласти фильтрации (например, половина расстояния между со седними скважинами); р, — вязкость вытесняющей жидкости. Коэффициент охвата пласта вытеснением увеличивается с рос том параметра Кс- При увеличении параметра Хс от 0 до 5 пре дельный коэффициент охвата пласта в пятиточечной схеме за воднения повышается с 0 до 0,8, а при дальнейшем росте А,с до 10 коэффициент охвата увеличивается практически до единицы,, как при вытеснении ньютоновской нефти. Например, в случае двухслойного пласта с толщиной высоко- и малопроницаемого пропластков соответственно 0,8 и 3,2 м, проницаемостью 0,5 и
0,125 мкм2, vi =0,002 |
МПа/м, у2= 0,004 |
МПа/м, L = 250 м при |
Q= 50 м3/(сут-м) предельный коэффициент охвата по площади |
||
в высокопроницаемом |
слое равен 0,9, |
малопроницаемом — 0,5. |
Для залежей вязкопластичных нефтей большие коэффициенты нефтеотдачи могут быть достигнуты одновременным примене нием плотной сетки скважин и высокими темпами отбора жид кости.
Анализ промысловых данных по залежам |
Азербайджана |
||
(А. X. Мирзаджанзаде и др.) |
показал, что при заводнении для |
||
залежей с неньютоновской нефтью нефтеотдача |
(0,35) |
меньше, |
|
чем нефтеотдача залежей |
с ньютоновской |
нефтью |
(0,49). |
В. В. Девликамов, 3. А. Хабибулин и другие установили, что влияние аномалий вязкости на процесс разработки залежи можно несколько уменьшить или предотвратить. Так как у ано мальновязких нефтей структура с течением времени упрочня ется, то по возможности необходимо исключать и-сводить к ми нимуму остановки скважин, особенно обводняющихся. В про
цессе разработки |
залежей с аномальными свойствами нефти |
в приконтурных |
зонах (вследствие окисления нефти пластовой |
водой) нецелесообразно вытеснять нефть от периферийных зон
кцентральным.
Кместорождениям с аномальными свойствами нефтей по данным Г. Ф. Требина можно отнести около 25 % всех место рождений страны (Азербайджан, Татария, Башкирия, Мангыш
лак и др.). Большинство из них содержит значительное количе ство парафина с температурой насыщения, близкой к началь ной пластовой температуре, и асфальтосмолистых веществ. Ла бораторными исследованиями процесса фильтрации высокопа рафинистой нефти месторождения Узень установлено, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти па рафином происходит его кристаллизация, которая сопровожда ется появлением структуры в нефти, а также закупоркой части поровых каналов и затуханием процесса фильтрации. Охлажде ние нефти может происходить в призабойной зоне и в пласте при вскрытии продуктивного пласта, проведений некоторых ин тенсифицирующих и ремонтных работ, сопровождающихся за качкой в скважину больших объемов холодных жидкостей, при притоке газированной нефти за счет дроссельных эффектов и при закачке воды или газа в пласт. Это приводит к уменьше нию притока высокопарафинистой нефти и снижению коэффи циента охвата разработкой по толщине пласта. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения вследствие вы деления метана, этана и других углеводородных газов усилива ются структурно-механические свойства нефти, поэтому разгазирование аномальных нефтей в пласте недопустимо. Однако при большом количестве растворенного в нефти азота выделе ние его из нефти приводит к существенному снижению динами ческого напряжения сдвига и уменьшению вязкости нефти, так как при снижении давления из нефти прежде всего начинает вы деляться азот и в то же время именно растворенный азот вы зывает наиболее интенсивное структурообразование.
При закачке холодной воды в пласт температура на забое быстро приближается к устьевой температуре закачиваемой воды. Соотношение между радиусами фронта гидродинамиче ского вытеснения R$ (граница раздела нефть — вода) и темпе ратурным фронтом RT установлено из условий теплового и ма териального баланса в виде
(2.131)
где Сеж, сп— теплоемкости соответственно жидкости и пористой среды; т — пористость; s — средняя водонасыщенность за фрон
том вытеснения. |
__ |
В конкретном случае при т = 0,3; |
сж/сп= 1,3; 5=0,5 имеем |
/?ф = 3 RT. Согласно исследованиям ВНИИнефть тепловой фронт
может отставать от фронта вытеснения в 4—5 раз и более. Так как скорость перемещения фронта вытеснения прямо пропор циональна проницаемости, то в высокопроницаемом пропластке фронтвытеснения уйдет дальше, чем в малопроницаемом, а в зависимости от соотношения проницаемостей возможно ох лаждение нефти в малопроницаемом пропластке, увеличение ее вязкости, выпадение парафина, проявление структурных свойств и затухание фильтрации (нефть «замерзает»). Результаты ис следований С. В. Сафронова и Е. В. Теслюка показывают, что использование при внутриконтурном заводнении Узеньского ме сторождения холодной воды (10—20 °С) приводит к охлажде нию пластов, выпадению в пористой среде парафина и уменьше нию конечной нефтеотдачи на 9—12 % по сравнению с нефте отдачей при поддержании пластовой температуры (45 %). По этому для таких залежей необходимо поддержание не только давления, но и температуры, а еще лучше повышение ее. Повы шение температуры способствует существенному ослаблению структурно-механических свойств нефти. Внутриконтурное за воднение горячей водой осуществляется в крупном масштабе на Узеньском месторождении, в основные пласты которого еже годно закачивается около 40 млн. м3 горячей воды.
Более сложна зависимость характеристики вытеснения и нефтеотдачи от свойств нефти и условий течения при проявле нии вязкоупругих (релаксационных) свойств нефти (Усинское, Возейское и другие месторождения). Такими свойствами чаще всего характеризуются тяжелые нефти (с плотностью обычно более 934 кг/м3). Вязкоупругие свойства выражаются увеличе нием кажущейся вязкости (сопротивления движению) с ростом скорости фильтрации в каналах переменного сечения. В более крупных порах кажущаяся вязкость может быть выше, чем в мелких, что приводит к выравниванию скоростей движения жидкости в порах разного размера. При вытеснении вязкоупру гой нефти водой выявляются две противоположные тенденции: с повышением скорости фильтрации (или градиента давления) возрастает кажущаяся вязкость нефти, что вызывает снижение коэффициента вытеснения; увеличение кажущейся вязкости
вбольшей степени проявляется в более проницаемых прослоях,
врезультате чего выравнивается фронт вытеснения и повыша ется коэффициент охвата по толщине.
Вреальных условиях положение осложняется еще и тем, что одна и та же нефть при малых скоростях проявляет свойства
псевдопластичной, а при больших — вязкоупругой (дилатантной) жидкости. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вяз кости нефти, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта изменяется более сложно. Лабораторными эксперимен тами и расчетами на основе модели Баклея — Леверетта обна ружено у в е л и ч е н и е нефтеотдачи при в ы т е с н е н и и в я з к о у п р у г и х