Разработка скважин. Лекция 12 Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
 Скачать 396 Kb.
|
|
ЛЕКЦИЯ 12 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи. Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, природа и величина которых зависят от видов и запасов пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам происходит за счет: 1. напора краевых вод 2. напора газа, сжатого в газовой шапке 3. энергии растворенного газа, выделяющейся при снижении давления 4. упругости сжатых горных пород 5. гравитационной энергии. В зависимости от вида преобладающей энергии существуют понятия режимов работы залежи: водонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа, упругий и упруговодонапорный, гравитационный и смешанный. Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил. Гидравлические сопротивления при движении жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Дополнительные усилия требуются для преодоления капиллярных эффектов в пористых средах, возникающих в области водонефтяного контакта движущихся жидкостей. Здесь нефть и вода никогда не движутся в виде какого-то фронта, но представляют собой смесь капель нефти и воды, которые то останавливаются, то вновь начинают двигаться в каналах фильтрации. Прежде, чем такая капля нефти сдвинется с места необходимо преодолеть силы трения ее о стенки капилляра, а также капиллярное давление, противодействующее внешнему перепаду давлений. Разность капиллярных давлений на противоположных концах капли, противодействующее внешнему перепаду давлений определяется как  ,где Q¢ и Q¢¢ соответственно отступающий и наступающий угол смачивания. Описанное явление называется эффектом Жамена. На преодоление его затрачивается огромное количество пластовой энергии. В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения. При этом происходит деформация капель нефти и воды. При внедрении жидкостей в предпоровые сужения вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление  По мере приближения к забоям скважин скорость жидкости увеличивается, что способствует образованию различного рода эмульсий, создающих дополнительные гидравлические сопротивления. 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона Дарси. На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела, возникающие между нефтью, газом и водой, но также и поверхностные явления, происходящие на границах жидкостей с твердым телом. Образование на поверхности каналов фильтрации адсорбционно-сольватных слоев, практически не участвующих в движении, приводит к постепенному затуханию фильтрации за счет уменьшения эффективного сечения каналов. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти. Этот процесс может продолжаться до полной закупорки каналов фильтрации вследствие возрастания толщины коллоидных пленок. Исследованиями было установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с повышением температуры до 60-65 оС и при увеличении перепадов давления. С повышением депрессии до некоторого предела происходит размывание возникших ранее адсорбционно-сольватных слоев. Эти явления служат одной из причин нарушения закона Дарси при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде. Для нефтей Пермской области, Удмуртии, Башкирии, Татарии явления затухания фильтрации как правило не наблюдается, если экспериментировать со свежими, не окисленными жидкостями. Это связано с малой активностью нефтей региона. Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона. Зависимость скорости фильтрации от перепада давления для неньютоновских жидкостей является нелинейной и характеризуется градиентом сдвига. Строго говоря, аномальные свойства проявляются не только у нефтей, но и у воды, фильтрующейся в тонких каналах, свойственных для пористых сред. Таким образом, любые жидкости в пористой среде характеризуются неньютоновскими свойствами, но в одних случаях величина градиента сдвига поддается измерению, а в других она настолько мала, что ей пренебрегают. 3. Электрокинетические явления в пористых средах Эти явления связаны с наличием ионно-электростатических полей у границ поверхностей в растворах электролитов. Распределение ионов в электролите у заряженной поверхности пористой среды имеет диффузионный характер, т.е. находятся у поверхности в виде “ионной атмосферы”, возникающей вследствие теплового движения ионов и молекул жидкости. Концентрация ионов, наибольшая вблизи адсорбированного слоя, убывает с расстоянием от твердой поверхности до тех пор, пока не сравняется со средней их концентрацией в растворе. У поверхности твердого тела образуется слой Гельмгольца толщиной, равной радиусу ионов, составляющих слой. Толщина диффузной части двойного слоя составляет несколько тысяч ангстрем. При относительном движении твердой и жидкой фаз скольжение происходит не у самой поверхности твердого тела, а на некотором расстоянии, имеющем размеры, близкие к молекулярным. Интенсивность электрокинетических процессов характеризуется не всей величиной скачка и потенциала между твердой фазой и жидкостью, а скачком между частью жидкости, неразрывно связанной с твердой поверхностью и остальным раствором. Наличие двойного электрического слоя на границах раздела фаз способствует возникновению электрокинетических явлений (электроосмоса, электрофореза, потенциала протекания и др.). Все они имеют общий механизм возникновения, связанный с относительным движением твердой и жидкой фаз. При течении элекролита в пористой среде возникает электрическое поле (потенциал протекания). Если к пористой среде приложить электрическое поле, то под влиянием ионов раствор электролита приходит в движение в связи с тем, что направленный поток избыточных ионов диффузного слоя увлекает за собой массу жидкости под действием трения и молекулярного сцепления. Это явление носит название электроосмоса. С наложением электрического поля на взвесь дисперсных частиц возникает движение дисперсной фазы, получившее название электрофореза. При этом частицы раздробленной твердой или жидкой фазы переносятся к катоду или аноду в массе неподвижной дисперсной среды. Количественно зависимость скорости электроосмоса от параметров электрического поля и свойств пористой среды и жидкостей описывается формулой Гельмгольца - Смолуховского:  ,где  - расход жидкости под действием электроосмоса; - суммарная площадь поперечного сечения капиллярных каналов пористой среды; - падение потенциала в подвижной части двойного слоя; - диэлектрическая проницаемость; - градиент потенциала; -потенциал, приложенный к пористой среде длиной  ; - вязкость жидкости.Учитывая, что сопротивление жидкости  ,а  ,  где  - удельная электропроводность жидкости;  - сила тока,можно записать  или, аналогично закону Дарси  ,где  - пористость; - электроосмотический коэффициент проницаемости; - площадь образца.По закону Дарси расход жидкости равен  При совпадении направлений фильтрации с результатом проявления электроосмоса суммарный расход жидкости составит  Принципиальная возможность повышения скорости фильтрации за счет электроосмоса доказана экспериментально. Однако многие вопросы приложения электрокинетических явлений в нефтепромысловой практике изучены недостаточно. Увеличение концентрации электролитов сопровождается уменьшением толщины диффузного слоя и снижением электрокинетического потенциала. При некоторой концентрации электролитов скорость электрокинетических процессов становится равной нулю. Очевидно для месторождений Урало-Поволжья и в том числе Удмуртии, где пластовые воды являются высокоминерализованными электроосмотический перенос материи проявляется очень слабо. Но при нагнетании в пласты пресной воды и значительном разбавлении пластовых вод он вероятно может иметь место и оказывать то или иное влияние на скорость фильтрации пластовых жидкостей увеличивая или уменьшая ее. 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде Вследствие адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, значительно влияет на температурные изменения внутри пласта и в призабойной зоне действующих скважин из-за большой теплоемкости горных пород. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется величиной коэффициента Джоуля-Томсона, который представляет собой частную производную от температуры по давлению при постоянной энтальпии e  Величина температурных изменений при фильтрации через пористые среды жидкостей и газов зависит от перепада давлений между пластом и забоем и определяется как  где Рп и Рз - пластовое и забойное давление. Величина интегрального коэффициента (e) для нефти изменяется от 0,4 до 0,6 оС/МПа, для воды - 0,235 оС/МПа. Повышение температуры нефтей при дроссельном процессе достигает 5-6 оС на 10 МПа депресси. Для углеводородных газов величина дифференциального коэффициента изменяется в пределах от -3 до -6 оС/МПа. Дроссельный эффект используется в промысловой практике для установления зон притока пластовых жидкостей. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа - охлаждение. 5. Общая схема вытеснения нефти водой и газом В природных условиях наиболее распространены залежи с напорными режимами. Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами- краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или нагнетаемым с поверхности. Нефть и вытесняющий агент движутся в пористой среде одновременно. Однако полного вытеснения нефти никогда не происходит, т.к. ни газ ни вода не действуют на нефть словно поршни. Вследствие неоднородности каналов фильтрации менее вязкие жидкости всегда опережают более вязкие. Перемещение нефти и воды или газа в пористой среде представляет собой крайне неравномерный процесс, когда в отдельных каналах фильтрации движение то происходит, то прекращается, то вообще может произойти изменение направления движения. Характер движения пластовых жидкостей описывается зависимостями относительных фазовых проницаемостей, являющихся функцией объема движущихся фаз, структуры каналов фильтрации и свойств их поверхности. 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежей Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной нефтенасыщенностью отнесенную к начальной. В лабораторных условиях измеряется коэффициент нефтевытеснения, который характеризует потенциальные возможности исследуемой системы при условии полного охвата процессом заводнения всей залежи, чего на самом деле никогда не происходит. Если коэффициент вытеснения нефти в лабораторных условиях может достигать 0,6-0,8 то коэффициент нефтеотдачи редко превышает 0,3-0,4. Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшая ее величина отмечается при вытеснении нефти водой. В залежах с активным напором пластовых вод и характеризующихся простым геологическим строением и высокими коллекторскими характеристиками нефтеотдача может достигать 0,6. Примером могут служить залежи в терригенном девоне на территории Башкирии, где в условиях естественного водонапорного режима без какого-либо поддержания пластового давления конечная нефтеотдача некоторых объектов разработки близка к 0,6. То же можно ожидать и на Архангельском месторождении в Удмуртии. На величину нефтеотдачи влияют многочисленные факторы. Среди основных геологическая макро- и микронеоднородность, смачиваемость поверхности, свойства пластовых жидкостей и вытесняющих агентов. Поскольку процесс нефтедобычи, как правило, управляем, технологию заводнения можно улучшить выбором таких параметров процесса, которые  обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти. При этом огромное значение имеет квалификация специалистов, проектирующих систему разработки, т.е. расположение скважин, уровни добычи, способы поддержания пластового давления. Все расчеты должны основываться на лабораторных экспериментах, способных дать ответы на большинство вопросов,  связанных с выбором способов воздействия на объект разработки с целью оптимизации добычи нефти. Современные технологии исследования процесса разработки включают математическое моделирование на ЭВМ с учетом геологического строения конкретной залежи и механизма вытеснения той или иной жидкостью, установленного в ходе лабораторных экспериментов. В ходе такого рода моделирования можно выбрать скорости фильтрации нагнетаемой воды, места расположения нагнетательных и добывающих скважин, тип реагента, наиболее подходящего для условий конкретной залежи и т.д. 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой В реальных пористых средах всегда есть каналы, заполненные водой. Они способствуют осуществлению противоточной капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород водой. Интенсивность этого процесса зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярных сил. Капиллярные силы влияют на процессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пористой среде, на строение тонких слоев воды между твердым телом и углеводородной жидкостью и т.д. В гидрофобных пластах, где мениски в каналах фильтрации противодействуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, т.к. нефтеотдача под их влиянием уменьшается. В этом случае повышение градиента давления в сочетании со снижением поверхностного натяжения на границе нефти с нагнетаемой водой может оказаться эффективным методом повышения нефтеотдачи. В гидрофильных пористых средах капиллярные явления могут способствовать выравниванию фронта вытеснения в пропластках с разными фильтрационными характеристиками. Однако чаще всего нефтеотдача участков пласта, заводняющихся за счет капиллярного проникновения воды низка. Образующиеся при этом эмульсии затрудняют последующее вытеснение нефти нагнетаемой водой. Залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т.е. капиллярное пропитывание в значительной степени ослаблено), характеризуются особенно высокими коэффициентами нефтеотдачи. Капиллярная пропитка плотных блоков породы, разбитых трещинами в сочетании с низкой скорость заводнения, вероятно, может способствовать повышению нефтеотдачи трещиноватых коллекторов при нагнетании воды, способной интенсивно впитываться в породу. Следует отметить, что заметная роль капиллярных процессов не означает того, что можно тем или иным ходом их течения объяснить все многообразие явлений, происходящих в пористой среде при вытеснении нефти водой. Для этого необходимо использовать обширный опыт, накопленный в области физики и физико-химии многофазного потока. Процессы капиллярного впитывания и перераспределения жидкостей в поровом пространстве следует рассматривать лишь как суммарное следствие многочисленных свойств пластовой системы. Изучение этих процессов позволяет объединить в связанную систему знаний все факторы, одновременно влияющие на интенсивность проявления капиллярных сил. 8. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой Анализ большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о наличии связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда среда преимущественно гидрофобна и капиллярные силы препятствуют вытеснению нефти водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водо-нефтяного контакта (т.е. увеличивается с ростом градиента давления). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, высокой проницаемости пород и т.д.) скорость вытеснения нефти водой не влияет на величину нефтеотдачи. В пористых средах, в которых капиллярные процессы впитывания и перераспределения жидкостей в порах пласта и перетоков из одного пропластка в другой под влиянием капиллярных сил способствуют повышению эффективности вытеснения нефти водой, нефтеотдача с увеличением скорости вытеснения уменьшается в связи с соответствующим сокращением благоприятного проявления капиллярных сил. Такая картина характерна для трещиноватых коллекторов и слоистых пластов, сложенных однородными пропластками различной проницаемости. В сильно неоднородных коллекторах повышение градиентов давления может способствовать вовлечению ранее неподвижных запасов нефти. Таким образом, многообразие геологических систем и условий существования залежей нефти предопределяет многообразие сил и факторов, определяющих полноту вытеснения нефти из недр. 9. Факторы, влияющие на нефтеотдачу пласта при использовании энергии газовой шапки и газа, выделяющегося из нефти При извлечении нефти в призабойной зоне пласта образуется зона пониженного давления, распространяющаяся в глубь залежи по мере ее эксплуатации. Газ вначале выделяется у забоев скважин и по мере расширения зоны с давлением ниже давления насыщения область газовыделения также расширяется. Постепенно влияние добывающих скважин распространяется на всю залежь и давление в ней повсеместно понижается ниже давления насыщения, что сопровождается ростом газонасыщенности пород. Пузырьки газа, выделившегося из нефти, расширяясь вначале способствуют эффективному вытеснению нефти из пор пласта. Увеличиваясь в размерах, газонасыщенные области объединяются. Этот эффективный процесс вытеснения нефти газом продолжается до тех пор, пока газ не начнет перемещаться в направлении пониженного давления. Небольшая вязкость газа позволяет ему двигаться быстрее нефти и с этого момента эффективность вытеснения нефти газом начинает резко падать. До начала движения газа газовый фактор не превышает количества газа, растворенного в единице объема нефти. С началом же движения газа эффективная проницаемость для нефти резко снижается, газовый фактор интенсивно возрастает. В этот период значительная часть газа расходуется неэффективно, т.к. механизм вытеснения представляет собой в основном процесс увлечения нефти движущимся газом. Газовый фактор увеличивается до некоторого максимума, а затем уменьшается из-за истощения запасов газа в залежи. Пластовое давление падает до таких пределов, при которых дальнейшая эксплуатация залежи становится неэффективной, ибо приток нефти к забоям скважин осуществляется только под действием силы тяжести. Одна из причин низкой эффективности режима растворенного газа заключается в росте вязкости нефти по мере выделения газа. Влияние растворимости газа на нефтеотдачу следует рассматривать в связи с другими свойствами нефти, зависящими от растворимости газа. Следует учитывать, что с увеличением количества растворенного газа объем нефти увеличивается и, следовательно, растет коэффициент усадки нефти. При усадке нефти дополнительная часть пор заполняется газом, увеличивая общую газонасыщенность породы и снижая эффективную проницаемость ее для нефти. Эффективность эксплуатации таких залежей в значительной степени понижается с ростом геологической неоднородности пластов. В неоднородных пластах истощение вначале наиболее проницаемых пропластков обусловливает преждевременное развитие интенсивного газоотделения для месторождения в целом. При быстром снижении давления нефтеотдача в таких пластах должна быть больше, чем при медленном за счет более интенсивного выделения газа в низкопроницаемых пластах. Роль газовой шапки, как источника энергии, сводится к тому, что при расширении газ оттесняет нефть в пониженные части залежи. Благоприятные условия проявления режима газовой шапки связаны с крутыми углами падения высокопроницаемых пластов, когда имеет место гравитационное разделение нефти и газа. При эффективном гравитационном разделении нефти и газа рост газонасыщенности пород в нефтяной части пласта замедляется. Если объем свободного газа небольшой, пластовое давление быстро падает ниже давления насыщения и механизм вытеснения становится таким же, как при давлении растворенного газа. Этого можно избежать, если поддерживать пластовое давление путем нагнетания газа с поверхности в газовую шапку. |