Механизм вытеснения нефти из пласта водой и газом. Эффект Жамена

       МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

       РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ

       ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

       ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

       ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

       «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ  
 ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

       Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» 
 
 
 
 

       РЕФЕРАТ

       по  дисциплине «Физика пласта»

       на  тему «Механизм вытеснения нефти из пласта

       водой и газом. Эффект Жамена» 
 
 
 

       Выполнил  ст. гр. _________________ 

       Проверил  доцент  _________________ 

       

       

       Содержание

 

       

       1. Механизм вытеснени я нефти из пластаводой и газом

       В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся  и поддерживаются искусственно путем  нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется  внешними агентами – краевой или  нагнетаемой водой, свободным газом  газовой шапки или газом, нагнетаемым  в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных  деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой  и газом имеет много общего.

       Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими  ее агентами никогда не происходит, так как 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 опережает 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%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенностипо длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 1. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

       Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения ρ_max, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды ρ_п. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от ρ_max до ρ_ф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. 

       

       Рисунок1. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

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

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

       Кроме свободного газа газовой шапки, нефть  из пласта может вытесняться также  газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является 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 твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования  пузырька у стенки (за исключением  случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

       Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа 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 по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

 

       

       2. Силы, противодействующие  вытеснению нефти  из пласта

       2.1. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

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

       В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно «безводной» и «водной». Аналогичные периоды в принципе отмечаются и при эксплуатации нефтяных залежей с контурной водой. Поэтому делаются попытки оценить нефтеотдачу естественных пластов и отдельных их участков в безводный и водный периоды. По этим величинам можно судить об эффективности процесса разработки залежи. По одному из пластов коэффициент нефтеотдачи в безводный период составил около 0,6. При водном факторе, равном 3 (водный фактор — среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти), коэффициент нефтеотдачи увеличился еще на 0,25. Причем безводный период длился 16 лет, а водный более 25 лет.

       Объемы  добываемой нефти в безводный  и водный периоды в различных  геологических условиях н е одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора. 

       При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически  возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7—0,8.

       Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшая ее величина отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченн ыми по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

       Некоторые исследователи считают, что в  большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает60% к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.

       Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при любом другом источнике пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8—30%, а в большинстве случаев 15—20%. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, 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 поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (0,6—0,7). Однако при большой неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30%. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и малой вязкостью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

       Значительное  влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

       Низкая  нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

       Если  бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой ша пки практически можно было бы достигнуть полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и крайне сложный характер строения порового пространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

       Известно, что вытеснение взаимно растворимых  жидкостей (т. е. при отсутствии менисков), характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95—100%.

       Высокая вязкость нефти по сравнению с  вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

       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 у местных непроницаемых экранов и перемычек.

       Остаточная  нефть этого вида весьма распространена. Доказательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные позади водо-нефтяного контакта в промытой части пласта. По этой же причине перераспределение и увеличение отбора жидкости из пласта иногда приводят в обводненных залежах к повторному увеличению притока нефти к скважинам.

       Если  бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.