Таким образом, мы определили основные технологические показатели разработки элемента пласта — текущую нефтеотдачу и обводненность добываемой продукции.

Рассмотрим непоршневое вытеснение нефти водой в радиальном направлении, например при разработке элемента семиточечной системы с использованием заводнения. Схема элементарного объема пласта для такого случая показана на рис. 4. Уравнение неразрывности фильтрующейся воды в таком объеме получим с учетом баланса втекающей и вытекающей воды за время dt в виде:

(29)

Рис. 4. Схема элементарного объема радиального пласта

Раскрывая скобки в выражении (29), сокращая в нем соответствующие члены и заменяя обозначения обыкновенных производных на частные, имеем:

или

(30)

Вполне аналогичным образом, но с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью , установим соответствующее уравнение неразрывности для фильтрующейся в пласте нефти в следующем виде:

(31)

Складывая уравнения (30) и (31), получим:

(32)

Вводя, как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой, функцию f(s), определяемую формулой (5), и подставляя ее в (30) с учетом (32), будем иметь одно дифференциальное уравнение для определения водонасыщенности s в виде:

(33)

Так же, как и в прямолинейном случае, рассматриваем перемещение со временем в пласте линий s = const. В этом случае:

(34)

Из (33) (34)

Отсюда

(35)

Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из него

воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю , имеем:

(36)

Учитывая из (29), что

; (37)

и подставляя эти выражения в (36), приходим к интегральному соотношению

в точности совпадающему с соответствующим соотношением (17) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта. Можно поэтому утверждать, что и при вытеснении нефти водой из радиального пласта справедливы соотношение (18) и все последующие рассуждения, включая формулу (19), пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод определения .

Время безводной разработки пласта радиусом определим из (30). Если полагать, что = qt, имеем:

(38)

Аналогично по формулам (24) и (25) находим текущую обводненность ν продукции, добываемой из пласта при . Соответственно текущую нефтеотдачу η вычислим по формуле (28). Таким образом определяем все важнейшие технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.

Тема 4. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений

Лекция 11. Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода (со2)

После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с повышением вытесняющих свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70% начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пласта в виде остаточной рассеяной нефти и неохваченных заводнением слоев, линз, пропластков.

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснения нефти двуокисью углерода (СО₂) и мицеллярными растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Эти методы относятся к числу наиболее потенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщенность в зоне охваченным рабочим агентом, до 2-5%. Эти методы для нашей промышленности имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые значительно труднее извлекать, чем из не заводненных пластов.

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяются в воде и нефти разного состава и плотности.

Растворимость СО₂ в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее незначительно увеличивается. При массовом содержании в воде 3-5% СО₂ вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂СО₃ растворят некоторые цемента и породы пласта и повышает проницаемость (песчаников на 5-15%, доломитов на 6-7%). В присутствия СО₂ снижается набухаемость глинистых частиц.

Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыв у пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность межфазном натяжении свободно перемещаются поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При растворении нефти СО₂ вязкость нефти понижается, плотность уменьшается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении и высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающей коэффициент вытеснения –уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО₂, причем вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

Важным условием технология вытеснения нефти СО₂ –его чистота.

Чистый СО₂ (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при снижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газа.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, увеличения коэффициент охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением.

Самый простой способ подачи СО₂ в пласт- нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5%) СО₂. В пласте СО₂ переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО₂ воде значительно отстает от фронта вытеснения.

Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения СО₂ между нефтью и водой, концентрации СО₂ в воде, давления и температуры.

Отставание фронта СО₂ от фронта вытеснения водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО₂ в виде оторочки и объеме 10-30% от объема пор, продвигаемой затем водой.

Лекция №12. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений

В последние десятилетия научные изыскания привели к созданию целого ряда методов, в принципе позволяющих достичь более высокой нефтеотдачи, чем при обычном заводнении.

Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно – активных веществ

При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом –вытеснителем, «исчезают» капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Но нельзя ли при обычном зоводнении каким-либо образом снизить поверхностное натяжение на границе нефти с водой в пористой среде, улучшить смачиваемость водой поверхностей зерен породы с тем, чтобы пленки лучше отмывались от пород и под воздействием потока воды перемещались к добывающим скважинам?

Оказывается, такая возможность в принципе имеется. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно – активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть- вода и сделать поверхность зерен горных пород - коллекторов более смачиваемой водой, т.е. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать поверхность и продвигаться через сужения пор.

Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико- химического взаимодействия ПАВ и пород – коллекторов и т. д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ – дело трудное.

Всем физико-химическом методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно- полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно – активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процессе извлечения нефти из пластов и экономику физико – химических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его подробно с количественной стороны, прежде всего на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ остаются, по существу, такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.

Если использовать модель непоршневого вытеснения, то и уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются теми же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются.

Однако, чтобы построить математическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо помимо уравнений фильтрации нефти и воды использовать уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Получим это уравнение. Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды. В этот элемент через левую грань входит вместе с водой за время количество ПАВ, равное (с- удельная концентрация ПАВ в воде). За это же время через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное

В воде, насыщающей элемент пласта, за время происходит приращение ПАВ, равное

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количественно ПАВ, равное

где А- общее количество сорбировавшегося ПАВ.

На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим

(1)

Из (1) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

(2)

Уравнение (2) можно представить в развернутом виде следующим образом:

Учитывая, что здесь стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим

(3)

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

(4)

Уравнение (3)можно переписать в виде

(5)

Таким образом, можно считать, что уравнение (4) служит для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (5) – для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ в воде.

Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции – изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них

(6)

Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал.

(7)

Поставив, например (7) в (5), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде:

(8)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (4) и (8).