Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред

ОБЩАЯ 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. VI1.3. Эта схема процесса представляется всеми иссле­дователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Рис. VII.3. Изменение нефтеводона-сыщенностй по длине пласта при вы­теснении нефти водой

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 I вымывания 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 струей 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 сплошных 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.

§ 6. 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.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не 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 (вод­ный фактор — среднее количество извлекаемой воды, приходя­щейся на 1 т добываемой нефти).

При современном уровне развития технологии и техники неф­тедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи зна­чительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) 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. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газо­вой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой 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 пре­вышает 60 % к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках 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 небольшим 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 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 значительной неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30 %. Снижение эффек­тивности расширения газовой шапки при этом обусловлено в ос­новном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой 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 пластов 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 шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеодно­родный и сложный характер строения порового пространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образова­ния водонефтагазовых 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 увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твёрдой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов — наиболее существен­ная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.

Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленных свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных порол, скорость вытеснения и т. д.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содер­жатся в том или ином объеме во всех истощенных залежах.|

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных, сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Данные измерения тонких слоев жидкости, а также исследований распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах кол­лектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удер­живается в порах капиллярными силами и ограничивается ме­нисками на поверхностях раздела нефть — вода или нефть —газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее коли­чество определяются геометрией порового пространства и свой­ствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, содержится в мелких капилля­рах в местах контакта зерен.

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 в местных непроницаемых экра­нах и перемычках.

Остаточная нефть этого вида весьма распространена. Дока­зательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные за водонефтяным контактом в промытой части пласта. По этой же причине перераспределе­ние и увеличение отбора жидкости из обводненного пласта иногда приводит 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.

Как уже упоминалось, наиболее эффективный — водонапор­ный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономи­чески целесообразно) (При небольших запасах нефти в залежи расходы на бурение нагне­тательных скважин, необходимых для заводнения залежи и искусственного поддержания водонапорного режима, не оправдываются дополнительной до­бычей нефти) к сохранению естественного или к воспро­изведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефте­отдача редко превышает 50—60 % от начальных запасов. Тех­нология заводнения может быть улучшена выбором таких пара­метров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечи­вают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводне­нии залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веще­ствами), вязкость и температуру. Но необходимо предвари­тельно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пла­ста нефти. По всем этим вопросам в нефтепромысловой лите­ратуре опубликованы результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследовате­лями. Результаты оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверх­ностного натяжения s и значения scosq (q — угол избиратель­ного смачивания), в других же эта закономерность оказалась более сложной — нефть в большей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофиль­ных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть иссле­дователей считают, что максимальную нефтеотдачу можно полу­чить при небольших скоростях продвижения водонефтяного кон­такта. Другая часть авторов полагают, что наибольшая нефтеот­дача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришли к выводу, что конеч­ная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснения нефти водой.

По результатам, полученным многими исследователями, пол­ная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды, если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это также оспаривается другими исследова­телями.

Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов и насыщающих их жидкостей харак­теризуются большим разнообразием. И каждый из упомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условий вытеснения нефти водой, при которых он был получен.

Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недо­статочно освещает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учи­тывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой. Во всяком слу­чае из нее нельзя получить ответ на вопрос: почему различные воды вытесняют при всех прочих равных условиях неодинако­вое количество нефти из породы? Точно так же одной общей схемы вытеснения недостаточно для решения многих других вопросов промысловой практики, как, например, выбор режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т. д.

Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно — при этом открылись бы научно обоснованные пути значительного повы­шения нефтеотдачи пластов за счет правильного подбора каче­ства вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследований разница в значениях нефтеотдачи породы в про­цессе вытеснения одной и той же нефти водами различного со­става с большим диапазоном скоростей продвижения водонефтя­ного контакта изменяется в пределах от 0 до 10—15 %, а иногда и более.

Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче при вытеснении нефти из одной и той же породы водами различ­ного состава получается вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярных процессов в пласте.

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых дви­жутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на раз­делах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вы­теснения нефти.

Как было отмечено, за водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вы­теснению нефти. Механизм проявления капиллярных сил в этой области рассмотрен в § 1 данной главы. Если среда гидро­фильна, в области водонефтяного контакта давление, развивае­мое менисками, способствует возникновению процессов капил­лярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное дав­ление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки — вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Интен­сивность этого процесса зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярных сил. Когда внешние силы велики (т. е. когда перепад давления в пласте, под действием которого нефть вытесняется водой, достаточно высокий), фронт может передвигаться настолько быстро, что вследствие гистерезисных явлений в гидрофильном в статических условиях пласте наступающие углы смачивания становятся близкими или больше 90°. При этом процессы капиллярного впитывания на фронте вытеснения затухают или исчезают совсем. Однако в большинстве случаев (при закачке поверхностных; пресных вод в пласт) эти процессы на фронте вытеснения нефти водой проявляются в той или. иной степени, так как реальные скорости продвижения водонефтяното контакта редко превышают 0,5—1 м/сут.

Кроме упомянутых форм проявления, капиллярные силы влияют на процессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пористой среде, на строение тонких слоев воды (подкла­док) между твердым телом и углеводородной жидкостью и т. д. Следует отметить, что интенсивность упомянутых капиллярных процессов зависит в той или иной степени от капиллярного дав­ления, развиваемого менисками на границах разделов фаз. И по­этому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо прони­кающие в пласт. Целесообразность такой постановки вопроса вытекает также из уже упоминавшегося предположения, что различную нефтеотдачу одной и той же пористой среды при вы­теснении нефти водами неодинакового состава получают вслед­ствие различного характера течения и интенсивности капилляр­ных процессов в зонах водонефтяного контакта и вымывания нефти водой. Действительно, изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства. Это означает, что как бы ни менялись упомянутые свойства воды, мы влияем при этом прежде всего на комплексный параметр—капиллярные свойства пластовой системы (на значение и знак капиллярных давлении развиваемых менисками в пористой среде, на направление течения процессов капиллярной пропитки и интенсивность капиллярлого перераспределения жидкостей в пористой среде под дей­ствием капиллярных сил).

Рассмотрим далее представления различных исследователей о механизме проявления и роли капиллярных процессов при вы­теснении нефти водой из пористых сред.

В гидрофобных пластах, где мениски в каналах противодей­ствуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластов под их влиянием уменьшается. Поэтому лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой с низкими значениями межфазного натяжения при, повышенных градиентах давлений.

Значительно труднее определить роль капиллярных сил на механизм их проявления в гидрофильных породах (опыты по капиллярному пропитыванию водой естественных кернов, заполненных нефтью, показывают, что большинство природных коллекторов нефти в той или иной степени избирательно лучше сма­чиваются водой).

Многочисленные лабораторные и промысловые наблюдения подтверждают возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти из трещиновато-пористых коллекто­ров. Внешние гидродинамические силы в трещиновато-пористой среде с небольшой проницаемостью перенасыщенных блоков способствуют быстрому прорыву вод по трещинам в эксплуата­ционные скважины. Применение в этом случае вод с высокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании с медленной скоростью продвижения вод способ­ствует увеличению нефтеотдачи трещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных ис­следований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естественного известняка кубической формы с размером 6—7 см за 25—30 дней, С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

Многие исследователи считают, что во всех случаях воды с высокими значениями величин scosq, т. е. развивающие повы­шенные капиллярные давления в пористой среде, более пред­почтительны для заводнения нефтяных залежей.

Но вывод о благоприятном влиянии капиллярных процессов перераспределения жидкостей в зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачу неоднородного пласта, в котором трещиноватость пород развита слабо, не подтверждается практическими дан­ными эксплуатации ряда нефтяных месторождений, приурочен­ных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержа­щие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т. е. когда капиллярное пропитывание и пе­рераспределение в значительной степени ослаблены), характе­ризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. По большому числу опытов установлено, что данные, полученные для однородных пористых сред, двух- и многослойных моделей пластов, состоящих из пропластков различной проницаемости, нельзя полностью использовать для природных пластов.

Естественные отложения, по-видимому, обладают дополни­тельными специфическими особенностями, значительно изменя­ющими характер проявления капиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов — сложный характер неод­нородности физических свойств пород. В этих условиях и закономерности проявления капиллярных сил должны быть бо­лее сложными.

Представление о благоприятной роли процессов капилляр­ного проникновения воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-за упрощенного моделирования неоднородных пластов.

Естественные коллекторы нефти обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади залегания и в вертикальном направлении, характеризующейся случайным законом распределения его параметров. В результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченных водой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капил­лярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, за­водняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды сплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщенные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизыва­ются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под действием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей оплош­ности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется не более 30—40 % (редко 50 %) нефти, даже если время пребыва­ния их в воде длительное. Образующиеся же при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охва­ченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания водой в пластах, обладающих неоднородностью по пло­щади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.

Резюмируя сказанное о роли капиллярных сил в зоне совме­стного движения воды и нефти, необходимо отметить, что за­дача — следует ли увеличивать или уменьшать капиллярные силы так же, как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зерни­стых неоднородных коллекторов, как мы видели, процессы пере­распределения нефти и воды под действием капиллярных сил мо­гут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совмест­ного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается зна­чительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекто­рах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влия­нием капиллярных сил.

Дата добавления: 2014-11-07