fy">      Нефтеотдача 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 растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей 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.

      Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей 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. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

      Значительное  влияние на нефтеотдачу залежей  с газовой шапкой оказывает 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. Микронеоднородный  и сложный характер строения перового пространства – причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное 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 характеризуется высокой  нефтеотдачей, близкой 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, приводящие к 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 твердой 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 свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

      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).

      Пленочная нефть покрывает 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.

      Измерения тонких слоев жидкости, а также  исследования 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.

      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 местных непроницаемых экранах и перемычках.

      Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи  естественных коллекторов свидетельствуют  о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших  ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

      Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для  повышения нефтеотдачи пластов  при разработке залежей нефти  следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению  искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

1.6. РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

 

     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.

     За  водонефтяным контактом мениски  создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. 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. 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. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

     Необходимо  отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов 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.

1.7. ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

 

      Анализ  результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм² и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

      На  практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные  по степени неоднородности пород  и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

      По  результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в  пласте оказывает благоприятное  влияние на нефтеотдачу залежей  нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

 

Практическая  часть

2.1 Пластовое давление в зонах отбора и закачки.

 

     Закачка воды на Тарасовском месторождении  ведется с 1987г. Максимальное количество воды 24526,0 тыс. м³ в пласты Тарасовского месторождения было закачано в год максимальных отборов нефти и жидкости – в 1990г., текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 110,4%, накопленная – 134,9%.

     По  пластам Тарасовского месторождения  приняты следующие начальные  значения пластового давления: БП₆ – 240 атм, БП₈⁰ – 244 атм, БП₈ – 246 атм, БП₉ – 248 атм, БП_10-11 – 258 атм, БП₁₄ – 282 атм.

     По  состоянию на 01.01.2005 г. в пласты Тарасовского месторождения закачано 8395,9 тыс. м³, с начала разработки –180812,4 тыс. м³ агента. Под закачкой находятся 186 скважин (в т. ч. скважина №1095, совместно эксплуатирующаяся на пласты БП_10-11 и БП₁₄): на БП₆ – 3, на БП₈⁰ – 1, на БП₈ – 3, на БП₉ – 1, на БП_10-11 – 65, на БП₁₄ – 114. Добыча жидкости в 2004 г. составила 5202,9 тыс. т, накопленная – 83204,3 тыс. т. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой по Тарасовскому месторождению в целом составляет 129,7%, накопленная – 142,5%.  

     Пласт БП₆

     Закачка в пласт БП₆ ведется с 1993г. В 1998-1999 добыча по пласту БП₆ не осуществлялась. По пласту принято начальное пластовое давление – 240 атм, давление насыщения – 176 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.1. Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.4.

     За 2004 год в пласт БП₆ было закачано 57,9 тыс. м³ агента, с начала разработки – 310,8 тыс. м³. Компенсация отборов текущая составляет 113,1%, с начала разработки  - 75,5%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 53,0 м³/сут. 

     За  последние три года наблюдалось снижение средневзвешенного пластового давления, его минимальное значение 228,3 атм наблюдалось в начале 2004 г. К концу 2004г. пластовое давление немного увеличилось, но при этом оно остается на 8,6 атм ниже, чем первоначальное. Таким образом (на 01.01.2005 г.):

     - Текущее средневзвешенное пластовое  давление равно 234,1 атм, что  ниже начального пластового на 8,6 атм.

     - Пластовое давление в зоне  отбора в среднем составляет 230,2 атм, что ниже начального пластового  на 9,8 атм.

     - Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 252 МПа, что выше начального пластового 12 атм.

     Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП₆ Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

     Средняя пластовая температура 72⁰С (при начальной 73⁰С).

      Таблица 2.1 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП₆