Схема вытеснения из пласта нефти водой 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 струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта, в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 22 (сплошная линия). Пунктирными линиями показано приблизительное распределение нефти и воды в пласте при других положениях водонефтяного контакта.

Эта схема представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от Iвымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать 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.

Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое» вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струёй газа. При газонасыщенности ~35% движется в пласте только один газ.

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, если давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Визуальные наблюдения за процессом выделения газа в тонких прозрачных пористых средах показывают, что даже при интенсивном снижении давления большое число пузырьков не образуется. Иногда на десятки тысяч пор приходится один пузырек, который увеличивается в объеме за счет диффузии газа. При этом уменьшается степень перенасыщения нефти газом вблизи расширяющегося пузырька.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачивается работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньшая, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенные структуры увеличиваются в пористой среде.

Первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой части пористой среды, затем они вырастают в длинную узкую газонасыщенную структуру. После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек преимущественно продолжается в этой свободной зоне потому, что капиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечением капиллярных каналов.

Вначале газовые пузырьки располагаются 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 еще перемежаются нефтью (т. е. до образования газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважинам быстрее нефти в зоны пониженного давления (к забоям) по газонасыщенным участкам.

Общая картина изменения водонасыщенности по длине пласта со временем при вытеснения нефти водой из неоднородных пластов остается такой же, как и при однородных пористых средах. Но при этом возникают свои дополнительные особенности, определяющиеся характерном неоднородности пород.

Схема потока жидкостей при вытеснении нефти из слоистого пласта представлена на рис. 23. Пусть проницаемость верхнего слоя k₁ будет больше проницаемости нижнего k₂. Тогда под действием внешнего перепада давления (p₂ – р₁) вода по верхнему слою будет передвигаться быстрее и в один из моментов времени положение водонефтяных контактов (ВНК), допустим, будет таким, как показано на рис. 23. Исследования показывают, что пропластки не ведут себя как изолированные и потоки в них взаимодействуют друг с другом под действием дополнительных сил, возникающих в процессе вытеснения между пропластками. На характер изменения водонасыщенности в пропластках при этом будет также влиять переток жидкости между ними, происходящий под действием силы тяжести, капиллярных сил и вертикального градиента давлений. Последний возникает вследствие различного распределения давле­ний в пропластках.

Допустим, что свойства нефти и воды в обоих пропластках оди­наковы, проницаемость верхнего слоя в 2 раза больше, чем нижнего (k₁ = 2k₂) и соотношение вязкостей воды и нефти (вытеснение маловязкой нефти рассолами с высокой концентрацией солей).

Рис. 23. Распределение давлений в модели слоистого пласта

Из закона Дарси следует, что градиент давления обратно про­порционален проницаемости и прямо пропорционален динамиче­ской вязкости жидкости:

где p₁ - p₂ — перепад давления на участке длиной L; Q — рас­ход жидкости через пропласток; μ — динамическая вязкость жид­кости; k — проницаемость пропластка; F — площадь сечения пропластка.

Следовательно, при одинаковом расходе жидкости через пропластки градиенты давлений в обводненной части пласта будут в 2 раза выше, чем в нефтяной, и распределение давлений в пропластках будет при этом таким, как это показано на рис. 23. Левее точки С линия давлений в более проницаемом слое проходит выше, чем в нижнем пропластке, а правее точки С наоборот. Это означает, что между пропластками под действием внешнего перепада давлений возникают градиент давлений и переток жидкости. В рассматриваемой схеме он усиливается силой тяжести воды и про­цессами капиллярного замещения нефти на воду в пропластках малой проницаемости, если породы гидрофильны.