РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.031:532.5 © Г.М. Панахов, Н.Н. Аббасова, 2015
Гидродинамический метод извлечения защемленной углеводородной жидкости в условиях капиллярной неоднородности
Г.М. Панахов, д.т.н., Н.Н. Аббасова
(Институт математики и механики НАН Азербайджана)
Адрес для связи: pan_vniineft@rambler.ru
Hydrodynamic method of extracting immobile hydrocarbons under the capillary nonuniformity
G.M. Panakhov, N.N. Abbasova (Institute of Mathematics and Mechanics of Azerbaijan National Academy of Sciences, Azerbaijan Republic, Baku)
E-mail: pan_vniineft@rambler.ru
Ключевые слова: пористая среда, капиллярное давление, гидродинамическое давление, неоднородность, нефтенасыщенный коллектор.
Key words: porous medium, capillary pressure, hydrodynamic pressure, inhomogenity, oil saturated collector.
The paper presents results of research on the optimization of water flooding method by successive periodic increase in hydrodynamic pressure to extract capillary clamped oil. Method provides a consistent accounting, as the displacement conditions and filtration characteristics of fluid-saturated reservoirs. Estimating calculations allow to determine the duration and phasing control of injection pressure as the conditions for achieving the expected in oil recovery increasing.
В неоднородных пластах в процессе их разработки при заводнении вследствие недостаточного охвата воздействием отдельные зоны остаются невыра-ботанными, что снижает коэффициент извлечения нефти (КИН) [1-5]. На каждом этапе разработки методы и технические средства регулирования и повышения охвата пластов воздействием должны соответствовать требованиям и условиям рациональной эксплуатации месторождений, получения максимально возможной нефтеотдачи. Для достижения высоких значений коэффициентов охвата пластов воздействием и КИН необходимо решение ряда дополнительных задач, связанных с выбором оптимальных условий подключения к разработке малопроницаемых зон.
Капиллярные эффекты в пористых средах
Традиционно предполагается, что процесс вытеснения жидкости в неоднородной пористой среде будет определяться капиллярными силами на границе раздела фаз, которые зависят от поверхностного натяжения на межфазной поверхности а, угла смачивания на линии контакта фаз с поверхностью капилляров 0 и структуры по-рового пространства. В гетерогенной среде со сложной фильтрационно-емкостной структурой эти параметры и соответствующее им капиллярное давление рк различаются для обеих фаз.
В работах [1, 4] показано, что при капиллярном давлении вытесняющая фаза произвольно занимает капилляры и гидрофильные поры с радиусами, большими критического. При малых скоростях нефть, насыщающая поровые каналы, остается неподвижной под действием капиллярных сил. Последнее может быть пред-
ставлено следующим образом: поровые каналы, содержащие защемленную (иммобильную) нефтяную фазу, имеют размеры, находящиеся в пределах [4]
a cos в | „, r , , I % ^ r ^ rk2 = F C0S в kf2/ V lv0\' (1)
где Гц, Гц - соответственно минимальный и максимальный радиус пор с неподвижной нефтью; acosQkf2/ml - постоянная величина; Dp - перепад давления; k - проницаемость; f2 - относительная фазовая проницаемость для нефти; m - вязкость нефти; v0 - скорость фильтрации.
Из выражения (1) видно, что с уменьшением скорости фильтрации размер поровых каналов с защемленной нефтью растет. С другой стороны, с увеличением приложенного давления и скорости фильтрации все большее число поровых каналов начинает участвовать в вытеснении [4, 6]. При этом на фронте вытеснения возникают языки прорыва, образуются структуры возрастающей сложности типа «вязких пальцев» или с доминирующей неустойчивостью [4, 6, 7]. Степень гидродинамической неустойчивости указанных структур оценивается методом Ляпунова и размерностью Хаусдорфа - Безиковича. Установлено, что с увеличением скорости фильтрации длина волны неустойчивости уменьшается [1, 4].
При вытеснении нефти под действием гидродинамического перепада давлений характер распределения фаз зависит от капиллярного числа Nc, которое оценивается отношением вязкостных сил к капиллярным: Nc = m BvB/a (тв, vB - соответственно вязкость и скорость фильтрации воды) [3, 8]. Капиллярное число можно также рас-
сматривать как Щ = кАр/аI (I - длина фильтрации). Эти формы капиллярного числа не эквивалентны. Из закона Дарси следует N = твРв/а = ¥вАр/а1 = /вЩ - относительная фазовая проницаемость для воды, рассматривается как функция подвижной нефтенасыщенности). С учетом порового пространства данный безразмерный
комплекс служит аналогом капиллярного определяется из выражения [3, 8]
N =-
a cos
Q^fmk
числа N и
(2)
где ¡к - характерный капиллярный размер.
Для преодоления капиллярного давления на определенном расстоянии от скважины необходимо генерировать дополнительное «локальное» давление. При постоянном расходе в нагнетательной скважине ( скорость фильтрации в пласте будет уменьшаться с расстоянием 5 от скважины по закону V = (/2кЯт' (т' - открытая пористость пласта). При этом, как следствие, будет уменьшаться «локальное» давление на фронте вытеснения.
При малых градиентах гидродинамического давления скорость продвижения менисков в некоторой части пор оказывается меньше их скорости движения под действием перепада капиллярного давления. В некоторой части наиболее крупных пор перепад гидродинамического давления оказывается достаточным для проталкивания защемленной фазы и вовлечения ее в общий фильтрационный поток. По мере роста градиента гидродинамического давления все большая доля пор охватывается гидродинамическим вытеснением и объемы защемленной нефти уменьшаются. В коллекторах с высокой неоднородностью в процессе их разработки достигается достаточный охват воздействием по объему и площади отдельных участков, что увеличивает КИН.
При решении задач повышения охвата пласта с худшими коллекторскими свойствами (иммобильными зонами) воздействием широко применяется метод циклического (импульсного) воздействия [5, 7, 9]. Недостатком данного способа является то, что на участке цикла снижения давления нагнетания вода может не удерживаться в микронеоднородностях капиллярными силами и защемленная нефть остается в порах [10]. В связи с этим были проведены исследования по разработке более эффективных способов воздействия на пласт.
В данной статье предлагается решение задачи повышения эффективности вытеснения нефти водой путем создания периодически нарастающего гидродинамического давления, позволяющего преодолевать сопротивление капиллярных сил по простиранию зоны нагнетания. Схематично изменение давления нагнетания воды представлено на рис. 1.
При изменении темпа нагнетания скорость распределения давления в неоднородных зонах вследствие различия их коллекторских свойств будет разной, следовательно, возможен переток нефти из менее проницаемых зон в более проницаемые обводненные или переток воды из более проницаемых зон в менее проницаемые, что снижает фазовую проницаемость для воды и повышает для нефти. При увеличении давления нефть, находящаяся в прослоях, не охваченных воздействием, сжимается и в них поступает вода. На удаленном от скважины расстоянии содержимое порового объема расши-
Рис. 1. Динамика регулирования давления нагнетания воды (vnop- объем пор)
ряется за счет понижения давления в тех неоднородно-стях, в которых проникшая в них вода удерживается капиллярными силами. Таким образом, обеспечиваются условия для выхода нефтяной фазы в охваченную воздействием зону пласта.
Экспериментальные исследования
Для подтверждения сделанных предположений в лабораторных условиях экспериментально смоделированы условия вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости пористой среды. Эксперименты были проведены на фильтрационной установке физического моделирования нефтяного пласта CoreTest Systems FFES 655.
Воздействие на водонефтенасыщенный образец керна проводилось в условиях, максимально приближенных к пластовым, за счет применения модельных жидкостей (пластовой воды и пластовой дегазированной нефти), создания и поддержания пластовых температур, давлений, депрессий и репрессий. Фильтрация осуществлялась через цилиндрический образец керна из пласта АВ8 одного из месторождений Западной Сибири. Проницаемость образца по воздуху составляла 215,310-3 и 423,7-10-3 мкм2. Параметры жидкостей и пласта приведены ниже.
Пластовая температура, оС..........................................67
Пластовое давление, МПа.............................................7
Горное давление, МПа.................................................30
Вязкость нефти, мПас..............................................1,68
Минерализация воды, г/л:
пластовой ...................................................................22
закачиваемой ..............................................................22
Фазовая проницаемость, мкм2: для нефти при начальной
нефтенасыщенности Кнн................................54,310-3
для воды при остаточной
нефтенасыщенности Кн о...................................2,210-3
для воды после воздействия.............................1,610-3
Объем закачки, см3/мин..............................................0,1
Наблюдаемый перепад давления на модели, МПа/м:
при вытеснении .......................................................0,47
при вытеснении после воздействия ......................0,62
Литолого-стратиграфические характеристики модели пласта приведены в табл. 1.
На экспериментальной колонке, составленной из образцов керна определенной фазовой проницаемости для нефти, проводилось вытеснение пластовой безводной дегазированной нефти путем закачки в колонку воды объе-
Таблица 1
Номер скважины Глубина отбора керна, м Лабораторный номер образца Литология
5374 2341,90 317-5374-56п Песчаник мелкозернистый, алевритовый, нефтенасыщенный
5374 2347,20 317-5374-69 Песчаник, средне- мелкозернистый, алевритовый
2455 2357,40 317-2455-58 Песчаник мелкозернистый с карбонатным глинистым цементом
2455 2357,67 317-2455-59 Песчаник мелкозернистый с карбонатным глинис
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.