наука — производству
А.Я. ХАВКИН
Д.Т.Н.
ипнгРАН
Разработка нефтегазовых залежей — это комплекс мероприятий для наиболее технологически полной и экономически рациональной выработки залежей с учетом подготовки и переработки добываемой продукции. Обоснование и реализация этого комплекса — сложный и наукоемкий процесс, учитывающий системность процессов разработки [1, 2].
Продуктивный пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным количеством капиллярных каналов, в которых движутся флюиды, образующие мениски на границе раздела фаз. Механизм перемещения нефти и газа в пласте и их извлечения из пласта во многом определяется молекулярно-поверхностными процессами (явления на микроуровне), протекающими
лить скорость движения (подхода к добывающей скважине), чем конкретное местоположение каждого кластера (целика) конденсата или газа. А для вопросов пе-скопроявления или влияния глин на деформационные свойства призабойной зоны наиболее важно определиться с конкретным интервалом продуктивной толщины, воздействие на который позволит коренным образом повлиять на добычу углеводородов.
Представление о дисперсном характере пластовых систем (диспергировании нефти при вытеснении ее водными растворами) признано научным открытием, что закреплено дипломом РАЕН на научные открытия № 80 от 18 августа 1998г. [4].
Учет дисперсности пластовых систем при анализе разработки нефтяных месторождений позволил полу-
классификация природнь дисперсных систем
вШФгегаэовЬМалежах
на границах раздела фаз (породообразующие минералы — насыщающие пласт жидкости и газы — вытесняющие агенты) [3].
Многофазная фильтрация в пористой среде может происходить либо путем движения каждой из фаз по своим системам поровых каналов (концепция фазовых проницаемостей), либо, когда вытесняемая фаза движется макродисперсными частями (кластерами).
При движении кластера в пласте основную роль играет не капиллярное давление, а капиллярный гистерезис давления, который и в гидрофильной, и гидрофобной среде препятствует движению любой вытесняемой фазы. Принципиально, что макродисперсные кластеры могут иметь линейные размеры вплоть до расстояния между скважинами.
Это означает, что при движении газа увлекаемые им _выпавший конденсат и вода движутся не как сплошные системы в соответствии с фазовыми прони-цаемостями для средних по объему значений насы-щенностей, а движутся как макродисперсные кластеры [4, 5]. Естественно, что и условия их неподвижности, и влияние их на расход газа с учетом этих явлений на микроуровне будут другими, чем по концепции фазовых проницаемостей.
Столь же важен учет дисперсности при отборе флюидов. Например, движение песка в потоке отбираемых флюидов можно рассматривать с позиций механики сплошных сред, а можно — как движение ма-кродисперсной системы.
Таким образом, поведение системы «газ-вода-порода» в нефтегазовых залежах определяется явлениями на микроуровне. Поэтому пластовая система «газ-вода-порода» является дисперсной системой, и анализ дисперсности системы «газ-вода-порода» позволяет определить, взаимоотношение каких составляющих системы наиболее важно в различных промысловых случаях.
Например, с точки зрения отбора выпавшего конденсата или защемленного газа более важно опреде-
чить ряд важных результатов [4,5]. Во-первых, учет дисперсности позволил дать научное объяснение влияния геолого-физических параметров пластов на нефтеотдачу (проницаемости, плотности сетки скважин, темпа разработки), что по традиционному подходу о фазовых проницаемостях дать не удавалось.
Во-вторых, учет дисперсности позволил обосновать оптимальные режимы работы добывающих скважин и предложить новые технологии разработки.
В-третьих, учет дисперсности позволил обосновать оптимизацию закачки воды для довытеснения остаточной нефти. По традиционному подходу о фазовых про-ницаемостях приходилось не всегда оправданно закачивать много воды, которая спокойно обтекала остаточные целики (кластеры) нефти. Учет дисперсности позволил рассчитать необходимые параметры системы поддержания пластового давления для довытеснения нефти.
Характерный пример из промыслового опыта. Продолжительная прокачка воды по механистической модели фазовых проницаемостей (Баклея-Леверетта) должна приводить к доизвлечению нефти. При учете диспергирования нефти и ее удержания капиллярными и структурными силами видно, что такая прокачка может быть бесполезна. В этой связи становится понятной недостаточная эффективность уплотнения сетки скважин относительно предварительных оценок (на Ромашкинском месторождении сетка уплотнена более чем в 3 раза). Также понятна роль нестационарных технологий — виден существенный прирост в нефтеотдаче за счет влияния на подвижность диспергированной нефти.
Причины дисперсности системы «газ-вода-порода» в нефтегазовых залежах: 1. Капиллярный гистерезис. 2. Малый размер поровых каналов. 3. Многомодальность распределения пор по размерам. 4. Многофазность насыщения. 5. Зарядовые взаимодействия в системе «газ-вода-порода». 6. Наличие глинистых минералов в вещественном составе породы. 7. Низкие смачивающие
26
7-8/ 2003
наука — производству j»
№ Дисперсионная среда № Дисперсная фаза Факторы разработки
1. Газ 1.1. Вода Гидратообразование
1.2. Конденсат Выпадение конденсата
1.3. Нефть Остатки нефти в газовых шапках
1.4. Другие газы Сложный состав газов -наличие сероводорода, углекислого газа и т.п.
1.5. Порода Вынос породы потоком газа
2. Вода 2.1. Газ Защемление газа в продуктивном пласте
2.2. Порода Заряженные частицы породы или различных микропримесей
2.3. Соединения углерода Молекулярный перенос углерода в воде
3. Порода 3.1. Газ Пескопроявление
3.2. Вода Обводнение и конусообразование
3.3. Нефть Нефтяные оторочки
3.4. Несколько флюидов Многофазность насыщения
3.5. Цементирующая (глинистая) составляющая породы Поведение глинистых минералов
Классификация природных дисперсных систем в нефтегазовых залежах
свойства газов и дисперсность самого пласта-коллектора.
Система, в которой находится другая фаза, называется дисперсионной средой, а фаза, находящаяся в дисперсионной среде, называется дисперсной фазой. Расширяя представления о дисперсности природных систем, можно отметить, что каждое природное явление можно рассматривать как дисперсную систему на определенном этапе детальности ее изучения. Поэтому представление о дисперсности является следующим шагом в изучении природных явлений по отношению к представлениям об однородности элементов природных систем. И на основе этого можно выделить дисперсионные среды и дисперсные фазы различных природных элементов. Значимость такого подхода блестяще подтвердила физика при изучении, например, атомов различных веществ.
Можно провести следующую классификацию природных дисперсных систем в нефтегазовых залежах (см. таблицу). В правой части таблицы указаны факторы, осложняющие разработку нефтегазовых залежей.
Из таблицы видно, что каждый осложняющий разработку месторождений фактор определяется конкретными свойствами дисперсной системы «газ-вода-порода». Так, гидратообразование определяется небольшим количеством воды в потоке газа, а защемле-
ние газа водой — небольшим количеством газа в зоне фильтрации воды. Пескопроявление связано с потоком газа в призабойной зоне пласта, а вынос песка — с небольшим количеством песка в большом потоке газа.
Эти факторы осложняют разработку не при всех условиях. Например, когда нефти в газовой шапке мало (система 1.3), то это осложняет разработку из-за необходимости контролировать ГНК. Когда же есть оторочка, а нефти в газовой шапке много, то это повышает эффективность разработки оторочки нефти.
В последние годы многие нефтегазодобывающие предприятия по показателю себестоимости подходят к отметке, когда добыча нефти и газа становится убыточной. Технологии интенсификации нефтегазоотдачи не только приводят к повышению отборов нефти, газа и конденсата, но и улучшают энергетические показатели, что необходимо учитывать при экономических оценках рентабельности процесса разработки [6]. Совершенствование технологических приемов добычи за счет внедрения новых технологий приведет к многофакторному и существенному снижению себестоимости нефти. Поэтому учет дисперсности пластовых систем «газ-вода-порода» необходим для более адекватного обоснования технологий разработки нефтегазовых залежей.
Литература
1. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. и др. // М., Наука, 1996, с. 415.
2. Хавкин А.Я. О роли дисперсности системы «нефть-вода-порода» в процессах вытеснения нефти из пористых сред // М.: Нефть и газ, 1998, сер. Академические чтения, вып. 19, с. 64.
3. Чураев Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах // М., Наука, 1990, с. 272.
4. Хавкин А.Я. Закономерность вытеснения нефти в пористых средах // Научные открытия. Сб. кратких описаний за 1998г., М.-Н.Нов-город, РАЕН, 1999, с. 53-54.
5. Хавкин А.Я. О системном подходе к разработке нефтегазовых месторождений // Нефтяная пром-ть, сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, Э.И.,1990, № 8, с. 21-24.
6. Хавкин А.Я., Сорокин А.В. Энергетические критерии методов интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство, 1999, № 6, с.24-25.
7-8/ 2003
27
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.