Физика нефтяного пласта
 Скачать 0.65 Mb.
|
Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов.Выделяют 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). Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минералами, размером удельной поверхности пород. Капиллярно удержанная нефть находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно удержанная нефть находится в порах под влиянием капиллярных сил и ограничивается менисками на поверхности раздела нефть-вода или нефть-газ. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах по-видимому содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен. В природных условиях кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках. Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих. В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки. Капиллярно-защемлённая остаточная нефть. Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты. Рассмотрим свойства этого типа нефти. Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста. Её количество зависит от:  структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти. смачиваемости.Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип. Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами: Распределение количества ганглий по размерам; Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм. Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (Рк/Рг). Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться: В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение. Рк/Ргеа Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (еа). В зависимости от еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти: I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения. II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы. III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть. Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому. Поведение на месторождении таково: В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее. Сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв. Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления. Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение. Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы. Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению. Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных от 0, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее. |