S
1 Sоr
Sпр
1 – Sпр=Sоr,
где Sпр – насыщенность промытой зоны.
Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.
Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:
hкин=bв×yохв,
где bв – коэффициент вытеснения; yохв – коэффициент охвата.
Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:
b=(Sнач – Sоr)/Sнач.
Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.
Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.
Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.
Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:
1 - hкин=hост~0.6.
Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.
Рассмотрим виды остаточной нефти:
1. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.
Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.
 |
Образуется линза.
 | |||
 | |||
Рассмотрим эксплуатационные объекты[5]:
 |
k1
k2
k3
 |
фильтр
Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.
Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.
Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.
 |
неохваченная зона
Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.
Характеризующим параметром
является отношение mн/mв.
Чем больше это отношение,
тем уже эти «лепесточки».
Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:
 |
наг. скв. экс. экв.
Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.
Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.
Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.
2. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:
Sнач=1 – Sост.
Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.
Остаточное нефтенасыщение делится на виды:
1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;
2) Адсорбированная остаточная нефть;
3) Плёночная остаточная нефть;
4) Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;
5) Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.
Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.
51.1. Виды остаточной нефти и механизмы их образования.
1) 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.
Ей количество зависит от:
структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.
 |
Разветвлённость характеризуется
координационным числом.
Для разветвлённости такого типа характерно бимодальное распределение.
% встр.
rк rп r
Если rп>>rк, часть нефти остаётся в порах.
Так для Волго-Уральской области на одну пору приходятся 3-4 капилляра, а на месторождениях Сибири весьма неблагоприятное координационное число составляет ~30-50, т.е. на одну пору приходится до 50 капилляров.
разницы между dк и dп; dк
Эти диаметры иначе называются
медианными диаметрами.
dп
Снова рассмотрев бимодальное распределение, можно сделать вспомогательный вывод, приводящий к тому что чем больше разница медианных диаметров, тем сильнее проявляются эффекты защемления. Значит, даже в пластах, имеющих большую проницаемость, но сложное строение внутрипорового пространства, коэффициент нефтеизвлечения будет маленький.
смачиваемости.
Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.
Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:
Þ Распределение количества ганглий по размерам;
Кол-во
капель
%
размер
Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.
Þ Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DРк/DРг).
Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:
%
Стрелка указывает на увеличение
grаd(Рг)
grаd(Рг)
d, мкм
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.
DРк/DРг~Nеа
Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (Nеа).
В зависимости от Nеа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:
Sоr
I II III
Nеа
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:
I
II, I
II, III
наг. скв. экс. скв.
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.
Таким образом, 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.
Лекция №20.
(продолжение к лекции №19).
2) Следующий вид остаточной нефти – адсорбированное остаточное нефтенасыщение.
Чем больше удельная поверхность и чем больше коэффициент глинистости, тем больше проявляются адсорбционные свойства пласта. Поэтому, часть внутрипоровой поверхности занята плёнкой воды, а часть – адсорбированными смоло-асфальтенами.
 |
Смоло-асфальтены
Эти компоненты прочно удерживаются силами поверхностного взаимодействия.
Адсорбированная нефть является неподвижной при любых гидродинамических условиях и, в отличие от капиллярно-защемлённой, обладает и другими свойствами:
1. повышенной плотностью по отношению к исходной;
2. химическим составом, отличным от исходного (~100% смоло-асфальтены);
3. свойства на границе раздела фаз отличаются существенно, т.к. меняется вязкость.
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.
В обычных месторождениях такой нефти немного 5-15%, но есть объекты, в которых она присутствует в больших количествах, например, если месторождение подверглось разрушению. Т.е. покрышка разрушилась, лёгкие углеводороды улетучились, а тяжёлые адсорбировались, а затем покрышка снова восстановилась.
 | |||
 | |||
Так возникают битумные залежи – промышленные объекты, которые могут быть разработаны. Свойства нефти таких залежей близки к свойствам адсорбированной нефти. Такую адсорбированную нефть мы можем извлечь только с помощью сильных химических растворителей (реагентов).
Профессор Колбыч предсказал, что к 2020 г. простые запасы станут не основным источником, а их место по важности займут газогидраты, битумы, высоковязкие нефти.
Адсорбированные, тяжёлые углеводороды могут содержаться и в газовых залежах (до 30%), в таких как Астраханское, Ухтельское и другие месторождения.
3) Следующий вид остаточной нефти – плёночное остаточное нефтенасыщение.
Адсорбированные
углеводороды
Адсорбированная поверхность – гидрофобная поверхность, т.е. она хорошо смачивает углеводородную фазу (в частности нефть) и образует плёнку. Плёнка покрывает эту самую поверхность, образуя переходные зоны, с отсутствием промытых зон. В процессе вытеснения плёнка истончается, вытягиваясь в нить.
Зависимость объёма прокачанных пор от нефтенасыщения выглядит следующим образом:
Sоr
5000 Vп
Остаточное нефтенасыщение не достигается, т.к. хотя плёнка истончается, но продолжает вытесняться и вытягиваться.
С точки зрения заводнения, наличие плёночной нефти – отрицательный факт. Обычно заводнение проводится до 2-3 поровых объёмов, а приемлемо минимальное значение остаточной нефтенасыщенности не достигается и при величина в 5000 поровых объёмов.
Для доизвлечения плёночной нефти можно использовать химические реагенты, изменять смачиваемость, закачивать неполярные жидкости.
Плёночная остаточная нефть в основном присутствует в пластах со смешанной смачиваемостью.
4) Остаточная нефть тупиковых и микронеоднородных пор.
v, %
r, мкм
Распределение пор по размерам имеет характерный двугорбый вид.
Чем больше величина 1, тем ближе пора к тупиковой. Т.к. когда капилляры становятся малого диаметра – пора становится тупиковой.
 |
Нефть не может быть вытеснена из тупиковых пор гидродинамическим перепадом давления. Это связано с процессами эпигенеза [6]: изначально проточная пора закупоривается и становится непроточной (тупиковой).
нефть
вода
С точки зрения добычи нефти, подобная ситуация – самая неприятная, т.к. нет способа воздействия на эту нефть: например, если закачивать химические компоненты, то они просто пройдут мимо, лишь чуть затронув горлышко.
А положение с таким видом пор и соответственно нефти характерно для Западной Сибири, где отношение dк/dп больше 50.
Канадский учёный Саллатиэл вывел следующую зависимость Е(dк/dп):
Е,%
dк/dп
Е – коэффициент вытеснения остаточной нефти в процентах, которую мы можем вытеснить любым методом.
Для западной Сибири величина Е может достигать 30-40%.
Если мы посмотрим в микроскоп, то увидим, что:
|
Выщелачивание и иные явления выявляют в поре маленькие капилляры.
Но есть новый способ, который может дать возможность довытеснения нефти из тупиковых пор – воздействие упругими колебаниями. Во-первых, при этом одна часть нефти протолкнётся, к тому же низкочастотные колебания могут генерировать иные, например, ультразвуковые, частоты (см. доминантные), что позволит изменить давление насыщения нефти газом, и газ будет вытеснять нефть из ловушек. Учёные утверждают, что в результате нефтеотдача повышается на 30%.
 |
Газ вытесняет нефть
в режиме растворённого газа.
Как правило, в таких классических объектах, как Хаси-Мисао, Волго-Уральская область, с ростом проницаемости, количество тупиковых пор снижается. Но существуют преобразованные коллектора, где даже при большой проницаемости много тупиковых пор (это, например, Таллиннское, Самотлор и другие).
5) Остаточная нефть, образовавшаяся в результате неустойчивого процесса вытеснения.
Остаточная нефть неустойчива к процессам вытеснения при закачке воды.
 |
Фронт вытеснения
При определённом соотношении вязкостей mв и mн начинают происходить нежелательные явления.
Так, если вязкость нефти превышает вязкости воды в 50 раз, т.е. mн~50×mв, то образуются «прорывные пальцы». Вода прорывается вперёд, а нефть остаётся по бокам. Картина при этом следующая:
 |
Таким образом могут возникать древовидные структуры:
не вытесненная нефть
вода
Неустойчивое вытеснение происходит по зонам неоднородности. Такой прорыв характерен для высоковязких нефтей, но может проявляться и при вытеснении маловязкой нефти газом.
Лекция №21.
