Разработка гидродинамических моделей распределения и доизвлечения остаточной нефти в гидрофильных пластах тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

РАЗРАБОТКА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ГИДРОФИЛЬНЫХ ПЛАСТАХ

Специальность 01.02.05 — механика жидкости, газа и плазмы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва — 1997

Работа выполнена

в Институте Проблем Нефти и Газа РАН и Минобразования РФ Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

акад. АЕН РФ, д.т.н., проф. В.Н.Николаевский к.т.н. Т.А.Султанов Ведущая организация:

Институт Проблем Механики РАН

п<г ¿? п 0 Зашита состоитсяА ¿к 1997г. в_часов

на заседании диссертационного совета Д.053.27.12. при

Государственной Академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу:

117917 Москва, ГСП-1, Ленинский пр., д.65. в ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им.

И.М.Губкина

Автореферат разослан ¿Я-ФУ- 199/4.

Ученый секретарь специализированного

совета к.т.н., в.н.с. Ю.Д.Райский

д.т.н. Н.Н.Михайлов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Нефтенасыщение продуктивного пласта после окончания ею р:г. работки — остаточное нефтенасыщение (ОНН) — один из важнейших параметров при проектировании и анализе эффективности систем работки залежей нефти. Надежная информация об остаточной нефтена-сыщенностн необходима как на стадии обоснования методов воздействия на пласт и призабойную зону, так и при контроле за степенью выработки пласта.

На современном этапе многие крупные месторождения вступают в завершающую стадию разработки, в эксплуатацию вводится много мелких и средних, а также сложнопостроенных месторождений, неуклонно снижается суммарная нефтеотдача пластов. Поэтому остро стоит вопрос об увеличении коэффициента нефтеотдачн.

Знание остаточной нефтенасыщенности позволяет правильно оценить и спрогнозировать запасы остаточной нефти и характер их распределения по пласту, что особенно важно при внедрении новых технологий увеличения нефтеотдачи.

В настоящее время накоплен значительный объем фактического материала по изучению остаточной нефти методами гидродинамического и физического моделирования, собран и обобщен большой объем керновых определений остаточной нефтенасыщенности, результатов изучения остаточной нефтенасыщенности геофизическими и физико-химическими методами в околоскважинной зоне пласта. Имеется много публикаций по промысловым оценкам остаточной нефтенасыщенности в масштабах всей залежи. В то же время результаты изучения остаточной нефтенасыщенности различными методами во многих случаях не согласуются друг с другом и фиксируют различие в значениях остаточной нефтенасыщенности, ее свойствах и взаимосвязи с па-

раметрами пласта, и условиями вытеснения, дают разные закономерности распределения остаточной нефти.

В нефтепромысловой науке длительное время преобладала точка зрения на остаточную нефтенасыщенность промытых гидрофильных пластов как на одно из свойств, присущих коллектору. В то же время эксперименты, проводившиеся различными исследователями (М.К.Ле-веретт, РЛ.Слобод, А.Абрамс, Д.А.Эфрос, И.Чатзнс и др.) на протяжении многих лет, неизменно показывали зависимость остаточной нефте-насыщенности от условий вытеснения (скорости фильтрации, межфазного натяжения, вязкости вытесняющей нскдкости). Противоречие разрешалось тем, что считалось, что при обычном заводнении влияние изменения условий вытеснения пренебрежимо мало и значение остаточной нефтенасыщенности можно считать величиной постоянной. Однако промысловый анализ особенностей выработки пластов указывает на кратные изменения условии вытеснения нефти водой как в отдельных пластах, так и б отдельных участках залежи. Особенно существенно различия в условиях вытеснения проявляются при реализации методов повышения нефтеотдачи, где одновременно меняются как гидродинамические. так и физико-химические условия вытеснения. Так как существующие пародинймические модели не учитывают этой зависимости, то г.ознлкяьт проблема разработки новых гидродинамических моделей для учет;-, изменяющихся условий вытеснения и обобщения информации об остаточной нефтенасыщенности.

Работа выполнялась в соответствии с тематическими планами научно-исследовательских работ Института проблем нефти н газа РАН н связана со следующими общегосударственными научно-техничес-кимн программами: программами РАК по приоритетным направлениям развития науки; 12.9. "Разработка месторождений нефти и газа (пункт 12.9.3.4. "Создание научных основ эффективных процессов до-извлечения остаточной после заводнения нефти"); 12.3. "Природные

углеводороды, угли и горючие сланцы" (пункт 12.3.4.3. "Разработка методов оценки и прогноза степени ухудшения фильтрационных свойств пласта при различных способах его вскрытия бурением по комплексу геолого-геофизических данных"); в соответствии с правительственными постановлениями "О мерах по наиболее полному извлечению нефти из недр", "Методы оценки распределения остаточной нефти в заводненных пластах с целью выбора метода вторичного воздействия", а также научно-техническими программами "Качество", "Нефтеотдача", "Нефтегазовые ресурсы".

Цель работы: разработка новых гидродинамических моделей для описания распределения и подвижности капиллярно-защемленной остаточной нефти и изучение на их основе закономерностей распределения и доизвлечения остаточной нефти в различных геоло-го-технолошческих условиях.

Основные задачи исследований: 1) исследование структуры и свойств остаточной нефти в промытых пластах и анализ возможностей существующих гидродинамических методов для их описания; 2) исследование гидродинамического взаимодействия защемленной остаточной нефти с вытесняющей фазой и разработка на этой основе гидродинамических моделей, связывающих остаточное нефтенасыщение с условиями вытеснения нефти водой; 3) создание гидродинамических моделей распределения остаточной нефтенасыщенности в образце, око-лоскважинной зоне и межскважшшом пространстве; 4) исследование при помощи полученных моделех! ряда практических вопросов нефтедобычи, связанных с остаточной нефтенасыщенностью: влияние око-лоскважинной зоны на дебиты обводненных скважин, влияние плотности сетки скважин на доизвлечение остаточной нефти, довытеснение остаточной нефти из слоистого неоднородного пласта.

Защищаемые положения

1. Уточнение механизма гидродинамического взаимодействия непрерывной (вытесняющей) и дисперсной (остаточной нефти) фаз, обоснование единого вида зависимости остаточной нефтенасыщенности от безразмерных параметров, характеризующих условия вытеснения, классификация режимов образования и вытеснения остаточной нефти.

2. Разработка комплекса гидродинамических моделей для описания распределения и донзвлечения остаточной нефти.

3. Обоснование неравномерности распределения и доизвлечения остаточной нефти в промытых участках залежи.

Методы исследований

Для обработки экспериментальных данных использовались методы математической статистики: оценивание параметров и регрессионный анализ. При создании моделей остаточной нефтенасыщенности использовались математические методы, применяемые при решении нелинейных задач двухфазной фильтрации; для численного моделирования двухмерных нелинейных уравнений в частных производных были адаптированы стандартные численные методы.

Научная новизна

• Количественно исследовано взаимодействие непрерывной и дисперсной фаз (вытесняющей жидкости и капиллярно-защемленной остаточной нефти) и получены аналитические соотношения, связывающие остаточное нефтенасыщение с условиями вытеснения.

• Обоснован единый вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от безразмерных комплексных параметров, характеризующих условия вытеснения и выделено три режима вытеснения остаточной нефти — капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный, разделяемые критическими значениями безразмерных параметров.

• Разработаны гидродинамические модели распределения остаточной нефтенасыщенности для линейного и радиально-симметричного тече-

ния и для межскважинного пространства однородных и неоднородных пластов, учитывающие условия вытеснения.

ч На основе гидродинамического анализа установлена неоднородность распределения остаточной нефтенасыщенности в околоскважшшых зонах и межскважишюм пространстве однородных пластов и существенное влияние фильтрационной неоднородности на распределение и доиз-влечение остаточной нефтн.

• Показаны технологические возможности доизвлечения остаточной нефти путем регулирования условий вытеснения (за счет изменения плотности сетки скважин, воздействия на призабонную зону, форсированного отбора и др.).

Практическая ценность результатов диссертационной работы заключается в создании методов гидродинамического прогноза и анализа распределения остаточной нефти в различных геотехнологических условиях разработки залежи. Это позволяет проводить на ранних стадиях разработки прогноз извлекаемых запасов с учетом геологической неоднородности зале;:;:! и запроектированной системы разработки; при выборе и обосновании систем разработки появляется возможность проводить учет неравномерности распределения остаточной нефти и коэффициента вытеснения в межскважинном пространстве.

Проведенные исследования позволяют существенно повысить достоверность и точность оценок остаточной нефтенасыщенности, проведенных при изменяющихся условиях вытеснения. Появляется принципиальная возможность гидродинамического обобщения результатов изучения остаточной нефтенасыщенности по данным лабораторных исследований, изучения околоскважшшых зон, геолого-промысловому анализу разработки залежи в целом. Это позволит существенно повысить эффективность контроля за выработкой запасов нефти.

' Полученные результаты дают новые представления о характере вытеснения остаточной нефти, распределении остаточной нефтенасы-

(ценности и фильтрационных потоков в пласте. Они могут служить осноиой эля обоснования вторичных методов нефтедобычи.

С использованием результатов и при участии автора разработано и утверждено методологическое руководство "Комплекс методик оценки характера распределения и свойств остаточной нефти в заводненных пластах" - М., ВНИИ, 1991,107 с.

Работы автора послужили основой для создания нового способа определения остаточной нефтенасыщенности (авторское свидетельство Л'°1263826 "Способ определения остаточной нефтенасыщенности").

Апробация и публикация работы

Работа, соавтором которой является соискатель, "Изучение остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологий доизвлечения остаточных запасов" отмечена П-й премией на Московском конкурсе ВНТО им.И.М.Губкина "Разработка и совершенствование технологий увеличения нефтеотдачи пластов", Москва, 1991.

По данной теме автором опубликовано 15 работ, в том числе:

• монография "Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности" - М.: Наука, 1993. - 173с. (в соавторстве).

• обзор "Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов"/ Н.Н.Михайлов, А.В.Джемесюк, Т.Н.Кольчицкая, Н.А.Семенова. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-(0бзор. информ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений")(в соавторстве).

Результаты исследований докладывались:

• 1\'-я Всесоюзная конференция по механике аномальных систем, декабрь 1986 г., Баку;

• 1-я Всесоюзная конференция "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР", 24-26 июня 1986 г., Москва;

• П-я Всесоюзная конференция "Системный подход в геологии", 9-11 сентября 1986 г., Москва;

• П-я Всесоюзная научно-техническая конф. "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин", 20-22 сентября 1988 г., Ивано-Франковск;

• ПТ-й Всесоюзный семинар "Современные проблемы теории фильтрации", 16-18 мая 1989 г., Москва;

• Всесоюзное совещание "Газогндроданамнческпе исследования и энергосберегающий дебит скважин", 6-8 мая 1991 г., Москва;

• Всесоюзная школа-семинар "Разработка месторождений нефти и газа: современное состояние, проблемы, перспективы", 11-16 марта 1991 г., Звенигород;

• Всероссийская научная конференция "Фундаментальные проблемы нефти и газа", 22-25 января 1996 г., Москва.

• Работа докладывалась также на секции фундаментальных исследований МНТК "Нефтеотдача", 1989 г., Москва.

• В полном объеме диссертация докладывалась на семинарах ИПНГ РАН и кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики ГАНГ нм.И.М.Губкина.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Она содержит 159 стр., в т.ч. 6 таблиц, 38 рисунков. Библиография включает названии: 93, из них 62 на русском языке.

Работа выполнена в лаборатории физико-геологических проблем нефтеотдачи ИПНГ РАН.

Автор благодарит сотрудников лаборатории Т.Н.Кольчицкую, Н.А.Семенову и Н.П.Карпушину за оказанное внимание и помощь при подготовке работы. Автор признателен зам.директора ИПНГ РАН

проф. В.М.Максимову за ценные советы и помощь при подготовке ру-

/

копией диссертации. Особую благодарность автор выражает своему

научному руководителю д.т.н. Н.Н.Михайлову за постоянное внимание и помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цели работы и защищаемые положения.

В первой главе рассматривается структура природного нефте-насыщения пласта, кратко изложены факторы, определяющие его величину и структуру. Далее рассматривается изменение структуры нефтенасыщения разрабатываемьрс пластов в процессе вытеснения. Показано влияние смачиваемости на образование остаточной нефти. Опираясь на работы МЛ.Сургучева, А.К.Курбанова, Ю.В.Желтова, В.М.Рыжика, Э.М.Симкина, выделены основные типы остаточного нефтенасыщения. Наиболее общее деление остаточного нефтенасыще-ния — на остаточную нефтенасыщенность промытой зоны и остаточной нефтенасыщенности невыработанных зон, не охваченных заводнением. В главе подробно анализируется структура остаточного нефтенасыщения промытых зон, которая представлена капиллярно-защемленной, пленочной, адсорбированной составляющими и остаточной нефтью тупиковых пор. Большинство разрабатываемых пластов имеет преимущественно гидрофильный характер смачиваемости и основной компонентой остаточной нефти является капиллярно-защемленная. Показан механизм защемления отдельных капель нефти (глобул, ганглий) при прохождении фронта вытеснения, показано, что остаточная нефть при определенных условиях может быть вытеснена, показаны различия механизмов довытеснения капиллярно-защемленной и пленочной остаточной нефти. Подробно рассмотрены свойства этих компонентов остаточного нефтенасыщения промытой зоны.

Проведенное обобщение экспериментальных данных позволило классифицировать режимы образования и вытеснения остаточной нефти в гидрофильных породах и выделить три режима: капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный, характеризующих соотношение капиллярных и напорных сил и определяющих структуру и свойства остаточной нефти.

Во второй главе проведен анализ существующих гидродинамических моделей остаточной нефтенасыщенности. Установлено, что в отличие от развитой теории целиков нефти (теория Баклея-Леверетта, теория переформирования залежей, теория образования целиков вязко-пластичной нефти В.М.Ентова и др.) работоспособные модели распределения остаточной нефтенасыщенности в промытых зонах гадро-фильных пластов практически отсутствуют. Подходы, предложенные для описания дисперсной остаточной нефти в работах А.К.Курбанова, М.И.Швидлера, Н.Слеттери и др. оказались связаны с трудноопределяемыми эмпирическими коэффициентами. Нами показано, что использование классического подхода теории двухфазной фильтрации, основанного на применении обычного закона Дарси и уравнения неразрывности, описывает в нтоге движение сплошной фазы и не может быть применено к дисперсной фазе, каковой является остаточная нефть промытой зоны в гидрофильных пластах. Для решения проблемы получены условия равновесия глобул защемленной нефти в пористой среде. Условием мобилизации этих глобул является превышение гидродинамического напора над силами поверхностного натяжения. Исходя из этого и используя соотношения равенства действующих на защемленную нефть сил, получено аналитическое выражение для коэффициента остаточной нефтенасыщенности как функции условий вытеснения и

структур порового пространства

*«о. п<п1

l-ft80-cn5, П^ПЗ^ , (1)

C^in. П>П2

Ь> v „

где П -- " -, w — скорость фильтрации вытесняющей жид-

*ао =

ст cos Q^<pm0k0

кости, цв — вязкость вытесняющей жидкости, а — межфазное натяжение, 0 — краевой угол смачивания, ср - структурный коэффициент по Ф.И.Котяхову, т0 — открытая пористость, — абсолютная проницаемость, (К — характерный капиллярный размер (эффективный размер глобулы в направлении вытеснения), А°но — начальная остаточная

нефтенасыщенность, образующаяся в пласте при капиллярном режиме вытеснения, £*H0>mill — минимальная нефтенасыщенность промытой зоны при автомодельном режиме, возникающая после вытеснения всей капиллярно-защемленной остаточной нефти и представленная пленочной и адсорбированной составляющими остаточной нефтенасыщен-ности, Г^, П2 — критические значения параметра П, характеризующие

границы режимов фильтрации.

Для проверки полученной модели проанализирован большой экспериментальный материал по физическому моделированию остаточной нефтенасыщенности на образцах керна и моделях пористых сред, полученный в работах Д.А.Эфроса, В.Г.Оганджанянца, МЛеверетта, Т.Мура и Р.Слобода, В.Фостера, Дж. Тэйбера, А.Абрамса, ИЛатзиса и Н.Морроу и др. Анализ показал хорошее качественное совпадение модели с экспериментальными данными. Параметры модели для различных типов песчаников лежат в достаточно узком диапазоне: 0,04 £ 5 £ 0,13; 1,2 < CS 2,3, коэффициент начальной остаточной нефтенасыщенности более 80% экспериментов лежит в диапазоне 26% < к°на < 42% при среднем значении ¿°но = 36%.

Третья глава посвящена разработке новых гидродинамических моделей описания распределения остаточной нефтенасыщенности, учитывающих ее дисперсный характер.

Гидродинамические исследования по обобщению закона Дарси на условия фильтрации диспергированной жидкости связаны с работами Д.К.Курбанова, В.М.Максймова, М.И.Швидлера, Н.Слеттери, Г.П.Цыбульского и др. Использование этих результатов для построения гидродинамических моделей распределения остаточной нефтенасыщенности сталкивается с трудностями, связанными с неопределенностью эмпирических коэффициентов, входящих в эти соотношения. Нами предложен более простой подход, заключающийся в создании моделей, основанных на известных экспериментальных данных, что позволяет определять все входящие в модель коэффициенты.

Экспериментальные исследования М.Т.Абасова, Н.Д.Таирова, Г.А.Бадалянца, А.Абрамса, А.К.Паятакеса и др. показывают, что функция фазовой проницаемости для непрерывной вытесняющей фазы (воды) практически не зависит от капиллярного числа. Это позволяет нам использовать единый вид зависимости этой функции при построении гидродинамических моделей распределения остаточной нефтенасыщенности.

При достижении в промытой части пласта капиллярно-напорного режима величина фазовой проницаемости для воды становится функцией водонасыщения промытой зоны и в соответствии с (1) — функцией капиллярного числа

= Р)

В этих условиях закон фильтрации для вытесняющей жидкости принимает вид

а зависимость скорости фильтрации от градиента давления становится нелинейной. При этом распределение давления в пласте (при линейном течении) будет описываться уравнением

Решением этого уравнения является линейная функция, поэтому градиент давления постоянен по длине пласта dpldx = const и остаточная нефтенасыщенность в однородном пласте постоянна, а величина ее определяется формулой (1).

При радиально-симметричном течении поле давлений и поле остаточной нефтенасыщенности оказывается более сложным. Так как скорость фильтрации в однородном пласте по мере удаления от скважины убывает, то возможно, что внутри некоторой кольцевой области гс < г < ru действующее капиллярное число Nc превышает первое критическое Na и ОН частично вытесняется, в остальной (и большей) части пласта остаточная нефтенасыщенность остается неизменной.

На границе двух зон действуют условия равенства давлений и равенства расходов, что позволяет склеить решения двух уравнений. Из второго условия удается также получить гю — параметр, характеризующий глубину зоны, в которой имеет место отмыв остаточной нефти.

Полученное решение для первой зоны отличается от обычного: давление в ней описывается не логарифмической функцией, а степенной

a/1+a a/1+a

М = Ре + ~аЛ+а ~а/ГкГ (Р** ' РЛ <5>

г, - г вз с

где р„ — давление на границе двух зон. По функции распределения давления в пласте определяем распределение остаточной нефтенасы-щенности

• Раз ~Рд а/1 + а

1-Л..-С

яо

а а/1+а а/1+а Г ■ — г *«■ 'с

Ш+о

■-'Г •

V вэ г>г

,г<г

(6)

Следствием установленных особенностей распределения остаточной нефтенасыщенности в околоскважинной зоне является то, что частичный или полный отмыв остаточной нефти из околоскважинной зоны весьма незначительных размеров оказывает заметное влияние на фильтрационное сопротивление системы скважина - околоскважинная зона - пласт. Удаление остаточной нефти из небольшой по масштабам пласта зоны вокруг скважины кратно увеличивает ее дебит (приемистость). Этот эффект может оказывать различное технологическое влияние. При обработке добывающей скважины, вскрывающей неоднородный пласт, произойдет наиболее глубокая обработка высокопроницаемых пропластков, по которым в первую очередь прорвалась вода, таким образом, произойдет снижение добычи нефти из низкопроницаемых пропластков. При обработке околоскважинной зоны в однородном пласте снижение ее фильтрационного сопротивления может привести к вовлечению в разработку целиков подвижной нефти, примыкающих к скважине, но отсеченных потоком воды. Обработка околоскважинной зоны нагнетательной скважины в любом случае приведет к увеличению ее приемистости.

В четвертой главе изучено распределение остаточной нефти в пласте на примере пятнточечной схемы расстановки скважин после до-отмыва остаточной нефти, а также динамическая задача о доотмыве остаточной нефти из неоднородного слоистого пласта.

Как было показано выше, при создании условий для довытесне-ния остаточной нефти проницаемость пласта для вытесняющей жидкости начинает зависеть от градиента давления и давление в пласте при стационарном течении описывается уравнением

где к{р,х,у) = ¿о^Щ^вплОУр!)); к^х.у) - абсолютная проницаемость коллектора; /я(кюп) - фазовая проницаемость для воды в промытом пласте.

В двухмерном случае уравнение принимает вид

В этом случае связь функции фазовой проницаемости для воды с градиентом давления становится более сложной, чем в одномерном, так как квпп является функцией модуля вектора градиента давления.

В качестве области фильтрации рассматривается ячейка пятиточечной схемы расстановки скважин, на границах которой задаются условия непротекания.

Далее в главе рассматриваются методы численного решения полученного уравнения при заданных граничных условиях. Показано, что при построении сеточной модели применение явной схемы приводит к очень большим погрешностям при больших затратах машинного времени. Применение неявной схемы при определенной модернизации дает требуемую точность.

Результаты численного моделирования показывают, что доотмыв остаточной нефти в пласте происходит еще более неравномерно, чем в околоскважинной зоне. Остаточная нефть вытесняется главным образом из околоскважиниых зон, а также из зоны, определяемой кратчайшими линиями тока, соединяющими нагнетательную и добы-

(7)

(8)

вающую скважину, что объясняется неравномерностью поля скоростей (градиентов давления).

Следует отметить, что в моделях, использовавшихся ранее в гидродинамических расчетах вытеснения нефти, зависимость величины остаточной нефтенасыщенности от величины скорости фильтрации (градиента давления) не могла быть учтена. Считалось, что отмыв остаточной нефти из площадной модели пласта происходит аналогично вытеснению остаточной нефти из линейной модели, поэтому данные экспериментов по вытеснению остаточной нефти из линейных образцов непосредственно переносились при расчетах площадного заводнення или довытеснення остаточной нефти в пласт, что приводило к завышению количества извлекаемой нефти.

Довытеснение остаточной нефти из двухслойного пласта. Описанная выше модель обладает тем недостатком, что она стационарна и описывает однородный пласт. Поэтому в дополнение к ней решена динамическая задача о вытеснении остаточной нефти нз неоднородного двухслойного пласта. Для этого сначала строится гидродинамическая модель вытеснения остаточной нефти из однородного промытого пласта при линейном течении. В процессе довытеснення остаточной нефти из промытого пласта образуется несколько зон с различными проницаемостямн: перед фронтом вытеснения — низкая фазовая проницаемость для воды за счет высокого содержания капиллярно-защемленной остаточной нефти, затем идет вал нефти с высокой фазовой проницаемостью для нефти и, наконец, за фронтом вытеснения фазовая проницаемость для воды выше, чем в первой зоне, за счет от-мыва части капиллярно-защемленной остаточной нефти. Так как по мере продвижения фронта вытеснения общее фильтрационное сопротивление пласта для воды уменьшается (за счет увеличения зоны с отмытой остаточной нефтью), то остаточная нефтенасыщенность за фронтом по мере его продвижения уменьшается. Таким образом, мы имеем

сложную динамическую систему, которую можно рассматривать как зонально-неоднородный пласт с проницаемостью, зависящей от условий вытеснения.

Скорость фильтрации в таком пласте в общем случае будет описываться модифицированным законом Дарси

Ш

(10)

Фазовая проницаемость для воды перед фронтом вытеснения и после него описывается функцией

/В(/>'Н

/ лор

\ о

4 , (11)

[/во ./>'♦«

где /ф(/) — координата фронта вытеснения, /в0 — значение фазовой проницаемости для воды в полностью промытом пласте после обычного заводнения.

Функция фазовой проницаемости для воды обладает свойством неубывания: если капиллярное чисто растет со временем, то фазовая проницаемость изменяется в соответствии с приведенной формулой, если капиллярное число убывает, то фазовая проницаемость не изменяется, сохраняя постоянным значение, достигнутое при наибольшей величине капиллярного числа.

Движение фронта вытеснения определяется скоростью фильтрации в пласте

I

(12)

о

. Приведенная система уравнений позволяет вычислить движение фронта и динамику изменения остаточной нефтенасыщенности.

У

Затем решается более сложная задача о довытеснении остаточной нефти из двухслойного пласта, проницаемость пропластков которого различается примерно в 3 раза. В пласте считается заданным общин расход жидкости.

В силу равенства перепадов давления будет справедливо соотношение

£ л £

щ

= -Д7 = „2 аз)

J г а\ ^ 2 ь ) /• т

Так как и>г + = и>0, то можно получить выражение для скоростей фильтрации в каждом пропластке

ч- ^-2тГ <14>

1 , *02 Ь . ■ *0. А /в2(0

При моделировании в качестве базовых были выбраны данные И.Чатзиса и Н.Морроу по двум образцам, проницаемость которых различается приблизительно в 3 раза.

Проведенные расчеты вытеснения остаточной нефти показали, что скорость движения фронта вытеснения в более проницаемом пласте оказывается в 9 раз больше, чем в менее проницаемом. Для того, чтобы вал отмытой нефти в малопроницаемом образце достиг выхода,^ необходимо прокачать через систему порядка 20 поровых объемов вытесняющей жидкости. Таким образом в слоисто-неоднородном пласте также, как и в элементе 5-титочечной схемы, происходит лишь частичный и неравномерный отмыв остаточной нефти, что связано с геометрической неоднородностью рассматриваемого объекта, а не с условиями вытеснения. При таком большом количестве поровых объемов жидкости, необходимых для довытесне-

ния остаточной нефти из низкопроницаемого пропластка, можно считать, что он остается практически незатронутым в процессе вытеснения, хотя в нем и может достигаться капиллярно-напорный режим вытеснения. Реальная эффективность довытеснения остаточной нефти из промытого пласта оказывается весьма невысокой.

В этой же главе приводятся для сравнения результаты эксперимента, проведенного в СибНИИНП по довытеснению нефти из системы двух колонок керна с различной проницаемостью. Проницаемость двух колонок различалась также в 3 раза. Проведенные исследования показали, что нефтеотдача системы из двух колонок почти не отличается от нефтеотдачи одной высокопроницаемой колонки, то есть низкопроницаемая колонка практически не участвует в процессе вытеснения. Это совпадает с выводами и результатами нашего моделирования.

В пятой главе проведен гидродинамический анализ технологических аспектов доизвлечения остаточной нефти: 1) проведено исследование влияния плотности сетки скважин на доизвлечение остаточной нефти, 2) исследование влияния состояния околоскважинных зон на доотмыв и распределение остаточной нефти и 3) получена оценка эффективности увеличения приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин за счет доотмыва остаточной нефти.

В первой задаче рассматривается влияние расстояния между скважинами в пятиточечной схеме расстановки скважин на увеличение коэффициента нефтеотдачи за счет доотмыва остаточной нефти, который вводится следующим образом

Рно=1-%-. ; (15)

но

. В том случае, когда остаточная нефть вытесняется по площади неравномерно, формула принимает вид

0(х'У№<*У

Рко^-1^—5-5-• (16)

1кно

Проведенные расчеты показали, что при фиксированных условиях вытеснения получается логарифмическая зависимость коэффициента увеличения нефтеотдачи по остаточной нефти от характерного расстояния между скважинами, а не экспоненциальная, как было получено В.Н.Щелкачевым, М.Х.Хуснуллнным и др. для вытеснения сплошной нефтяной фазы.

В следующей задаче рассматривается влияние околоскважиннон зоны на распределение остаточной нефти в ней. На практике око-лоскважинные зоны имеют ухудшенные коллекторские свойства по сравнению с остальной частью пласта. Это вызывается различными причинами: отложением твердых частиц из бурового раствора при вскрытии пласта, кольматацией, сжатием пор под действием большего напряжения скелета в окрестности скважины и т.д. Не вдаваясь в детали механизмов возникновения таких эффектов, мы моделируем их результат кольцевой зоной гс< г < гнс, в которой проницаемость ниже

пластовой в к раз. Для построения модели была использована модель остаточной нефтенасыщениости околоскважиннон зоны, представленная в гл.З.

Околоскважинная зона разбивается-на три части: 1) гс < г < гт —

зона с ухудшенными коллекторскнми свойствами, глубина ее составляет десятки сантиметров; 2) гис < г < гю — зона, в которой значение капиллярного числа превышает величину первого критического Ыс > МС1

и достигается капиллярно-напорный режим вытеснения; соотношение гш и гп в общем случае может быть различно, мы полагаем гвс < гвз; 3) г > гвз — зона с нормальными коллекторскнми свойствами и капиллярным режимом вытеснения №С<МС1). Глубина зоны с ухудшенными коллекторскнми свойствами считается фиксированной, а граница зон

капиллярного и капиллярно-напорного режимов не известна и определяется величиной текущего капиллярного числа.

Распределение давления в таком пласте описывается системой

уравнении Лг

ада

Д <* >

= 0

г < г

'ис

¿Г

-г V №

1+сЛ

= 0

= 0 ,гкс <Г<ГШ

Г>Г„

(17)

Для каждого уравнешш системы ставится краевая задача — задаются давления на границах интервалов. На границах зон действуют условия равенства давлений и потоков. Совокупность этих условий позволяет определить все неизвестные величины, входящие в систему и выразить аналитически функции давления на каждом участке

Р(г) = РС +-

а/1+а а/1+а -г

Гс<Г<Г»с

г<= " а/1+а а/1+а Г — г ис с

а/1+а _ а/1+а

= Рыа +ГаП+а '"аП+а - Ряо) > г»с<г<

-К.

(18)

1п-

Р(') = РВЗ +-^(Рх~Ряа), г>гв

По функции давления в каждой точке пласта определяется капиллярное число, а по нему распределение остаточной нефтенасыщен-ности. Расчеты показывают, что в околоскважинной зоне с ухудшенными коллектор .кими свойствами происходит чрезмерная потеря энергии .¡а- ¡етаемой жидкости, которая может быть в значительной степе-

ни компенсирована доотмывом остаточной нефти. Распределение остаточной нефтенасыщенностн в околоскважинной зоне с ухудшенными коллекторскими свойствами после доотмыва остаточной нефти аналогично рспределению ОНН в однородной околоскважинной зоне, однако степень доотмыва остаточной нефти ниже.

Третья рассмотренная в этой главе задача — это оценка эффективности увеличения приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин за счет доотмыва остаточной нефти.

Рассмотренные выше модели показывают, что воздействие на пласт (или только на околоскважинную зону) активной примесью приводит к неравномерному доотмыву остаточной нефти в радиальном направлении. Вследствие этого возможно появление гидродинамических эффектов, в частности изменение скорости притока к добывающей скважине или же увеличение приемистости нагнетательной скважины. Это происходит из-за того, что частичный или полный отмыв остаточной нефти приводит к изменению фильтрационного сопротивления околоскважинной зоны для вытесняющей жидкости.

За счет отмыва части капиллярно-защемленной остаточной нефти пласт становится зонально-неоднородным, и дебит скважины определяется по формуле

Как указывалось в гл.З, фазовая проницаемость для воды полностью промыт'ой зоны/в(кепп) зависит от величины капиллярного числа. С учетом этого получается выражение для расхода жидкости в скважине при частичном доотмыве остаточной нефти из околоскважинной зоны

„ 'с' .

О. _ гс ¿р 2Ь /ша(Р*-Рс) *

где градиент давления на стенке скважине определяется по формуле йр

От

Р«а-Рс Д/1+а пи

а/1+а а/1+а 1/1+а " у '

г — г г

кс с о

Расчеты по приведенньш формулам показывают, что даже частичный доотмыв остаточной нефти из незначительной околоскважин-ной области приводит к кратному увеличению расхода жидкости. В случае нагнетательной скважины это дает однозначно положительный результат, позволяя снизить затраты на закачку воды. В случае же добывающей скважины результат не будет однозначным. Если пласт однороден, то увеличение дебита приведет на какое-то время к вовлечению подвижной нефти из целиков, пока эта нефть вновь не заполнит поры околоскважинной зоны и не превратится в защемленную нефть. В случае неоднородного пласта может происходить увеличение добычи воды, проходящей по более проницаемому пропластку, и снижение доли нефти в общем потоке жидкости. Объем самой отмытой капиллярно-защемленной нефти будет в любом случае невелик и она, очевидно, не может сколько-нибудь существенно повлиять на нефтеотдачу.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Показано, что подход к описанию распределения остаточной неф-тенасыщенности в промытых пластах с позиций классической теории двухфазной фильтрации неприменим, ибо дает не соответствующие экспериментам результаты и не описывает капиллярно-защемленную остаточную нефть, составляющую преобладающую часть остаточной нефтенасьиценностн промытой зоны.

Проведенный анализ имеющихся экспериментальных данных позволил установить единый вид зависимости остаточной нефтенасы-щенности в гидрофильных гранулярных породах от условий вытеснения и классифицировать режимы вытеснения и образования остаточной нефтенасыщенности. На этой зависимости выделены три области, соответствующие трем режимам образования и вытеснения остаточной нефти: капиллярному, капиллярно-напорному и автомодельному. Границы режимов определены критическими значениями условий вытеснения (капиллярного числа).

Проведено исследование гидродинамического взаимодействия непрерывной вытесняющей (воды) и разрывной остаточной нефтяной фазы. Получено аналитическое соотношение, которое выражает остаточную нефтенасыщенность как функцию условий вытеснения (скорости фильтрации (градиента давления), межфазного натяжения, вязкости вытесняющей жидкости) и свойств пористой среды (проницаемости, структуры порового пространства). Полученная зависимость дает хорошее совпадение с результатами экспериментов и демонстрирует устойчивость параметров модели для широкого класса терригенных гранулярных пород.

Получены гидродинамические модели распределения остаточной нефтенасыщенности в пласте для линейного и радиально-симмет-ричного течений, для межскважинного пространства на примере элемента пятиточечной схемы расстановки скважин и для слоисто-неоднородного пласта. Показано, что в общем случае при довытеснении остаточной нефти возникает неоднородность поля остаточной нефтенасыщенности, что оказывает сильное, не учитывавшееся до сих пор, влияние на гидродинамику процесса довытеснения остаточной нефти и его эффективность.

• Проведен гидродинамический анализ: а) эффективности довытеснения остаточной нефти с помощью уплотнения сетки скважин,

• б) доотмыва остаточной нефти из околоскважинной зоны скважины с ухудшенными свойствами, в) увеличения приемистости нагнетательных скважин за счет доотмыва остаточной нефти.

Основное содержание работы опубликовано в работах:

1. Изучение распределения капиллярно-защемленной нефти в околоскважинной зоне и пласте/ЛУ Всесоюзная конференция по механике аномальных систем, декабрь 1986 г., Баку. Тезисы докладов (совместно с Н.Н.Михайловым).

2. Изучение структуры извлекаемых запасов в области, удаленной от стенки скважиныУ/1-я Всесоюзная конференция "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР", 24-26 июня 1986 г., Москва, тезисы докладов, с.187. (совместно с Н.Н.Михайловым).

3. Исследование распределения остаточной нефти в пласте/Щеп. в ВИНИТИ 22.01.86 №461-В86. (совместно с Н.Н.Михайловым).

4. Особенности распределения остаточной нефти в области, удаленной от скважины//Газ. пром-ть, сер. "Геология, бурение и разработка газовых и морских месторождений", экспресс-информация ВНИИЭ-газпром, вып.7, Москва, 1986.

5. Системная оценка остаточного нефтенасыщения пластов//П-я Всесоюзная конференция "Системный подход в геологии"» 9-11 сентября 1986 г., Москва, тезисы докл., ч.П, с.494-495. (совместно с H.H.Mnxaii-ловым).

6. Способ определения остаточной нефтенасыщенностиЯАвт. свид-во №1263826. (совместно с Р.СЯремийчуком, З.Д.Хомшщом, В.Г.Возны.м, Н.Н.Михайловым, П.А.Яницким).

7. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтн/УСборник научных трудов/ - М.-.МИНГ, вып.199, МИНГ им.И.М.Губкина, 1987. (совместно с Н.Н.Михайловым).

8. Исследование различных видов остаточной нефтенасыщенности пластов по геофизическим данным/ЛГруды науч.-тех. конф. мол. уч. и

спец. Моск. Ин-та нефти и газа, секция геологии, Москва, 26-28 февраля 1987 г., деп. В ВИНИТИ.

9. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов.

— М., ВНИИОЭНГ, 1990, (Обзорн. информация. Серия "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"), (совместно с Н.Н.Михяйлоеым, Т.Н.Кольчицкой, Н.А.Семеновои).

10. Комплекс методик оценки характера распределения и свойств остаточной нефти в заводненных пластах. — М., ВНИИ, 1991, 107 с. (совместно с А.Г.Ковалевым, А.М.Кузнецовым, Н.Н.Михайловым).

11. О распределении капиллярно-защемленной остаточной нефти в пласте/ЯИзвестия Вузов, серия: Нефть и газ, №2,Баку,1991, с.14-18. (совместно с Н.Н.Михайловым).

12. Остаточная нефтенасыщенность прискважинной зоны//2-я Всесоюзная школа-семинар "Разработка месторождений нефти и газа: современное состояние, проблемы, перспективы", Звенигород, 11-16 марта 1991 г., тезисы докладов.

13. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности.

— М.: Наука, 1993. - 173 с. (совместно с Н.Н.Михайловым, Т.Н.Коль-чицкой, Н.А.Семеновой).

14. Гидродинамические исследования распределения остаточной нефтенасыщенности в гидрофильном пласте и обоснование технологий -до-извлечения остаточной нефти/ЛЗсероссийская научная конференция "Фундаментальные проблемы нефти и газа", Москва, 22-25 января 1996 г., тезисы докладов. - М.:1996. (совместно с Н.Н.Михайловым).

15. Гидродинамические исследования распределения остаточной нефтенасыщенности в гидрофильном пласте и обоснование технологий до-извлечения остаточной нефти//Сб. докладов Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа". — М.: 1996 г. (совместно с Н.Н.Михайловым).

Соискатель:

А.В.Джемесюк

Подписано в печать

Заказ № б" Тираж -100 ЭК5.

Типография издательства «Нефть и газ»