Вытеснение нефти водой и газом

Однако эксперименты и опытные  данные о фактической разработке нефтяных месторождений показали, что  вытеснение нефти водой даже из достаточно однородных пористых сред является неполным.

Тем более неполным оказывается  вытеснение нефти водой из реальных неоднородных пластов.

Несмотря на это, представление  о поршневом характере вытеснения нефти водой с учетом неполноты  замещения нефти водой может  быть использовано при определенных расчетах.

Развитие исследований процесса вытеснения нефти водой показало, что при  этом процессе нефть и вода движутся в пористой среде совместно.

В области изучения механизма вытеснения нефти водой из пористых сред имеется  обширная литература.

Образование скачков насыщенности при вытеснении нефти водой можно  объяснить тем, что в соответствии с характером функции F (s) скорость движения воды в области с большей водонасыщенно-стью намного выше скорости движения воды в области с меньшей водонасыщенностью.

Использование схемы двухфазной фильтрации Раппопорта — Лиса для описания процесса вытеснения нефти водой из прямолинейного образца пористой среды не приводит к появлению скачка насыщенности или резко обозначенного фронта вытеснения, как это было при использовании схемы Бакли — Леверетта.

Баренблаттом, в пористой среде могут наблюдаться процессы перераспределения нефти и воды, которые приводят к изменению во времени фазовых проницаемостей и капиллярного давления и, следовательно, к изменению интегральных показателей процесса вытеснения нефти водой.

 

 

 

4. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТОГО ПЛАСТА

 

Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого  пласта:

Поскольку было принято, что процесс  капиллярной пропитки заканчивается за время t, при вытеснении нефти водой из трещиновато-пористого пласта спустя некоторое время в нем возникает и перемещается зона, в которой происходит капиллярная пропитка.

Пусть идет вытеснение нефти водой  из трещиновато-пористого пласта с  указанными выше параметрами при Q/S =0,1 м/сут.

Это указывает на то, что размер зоны капиллярной пропитки в таких  пластах мал по сравнению с  расстояниями между скважинами и  с размером залежи в целом, л поэтому при узкой зоне капиллярной пропитки заводнение трещиновато-пористого пласта будет мало отличаться от «поршневого» вытеснения.

Конечно, в реальных пластах вытеснение нефти водой из блоков происходит не только за счет противоточной капиллярной  пропитки, но и под действием градиентов давления в трещинах.

Движение смешивающихся жидкостей  в прямолинейном пласте случаев  перемешивания фильтрующихся жидкостей  является перемешивание путем вытеснения из пористой среды одной жидкости другой, растворяющейся в первой.

 

 

 

5. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ

 

При вытеснении же значительно более  вязких нефтей водой, закачиваемой в пласт при температуре, существенно не превышающей пластовую температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтяных скважин получается низкой.

Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром.

Скорость движения фронта вытеснения, конечно, значительно превышает  скорость движения теплового фронта.

Для того чтобы узнать скорость движения фронта вытеснения нефти водой, необходимо рассмотреть сам процесс вытеснения нефти водой.

Для того чтобы определить водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, движущейся впереди фронта нагрева и имеющей пластовую температуру.

Фронт вытеснения продвигается на большее расстояние в пласте, чем при вытеснении нефти горячей водой, и, следовательно, закачиваемая в пласт холодная вода быстрее прорывается к эксплуатационным скважинам.

ускорение тепловой конвекции позволяет  не только быстрее продвигать нагретую зону в пласте и тем самым ускорять вытеснение нефти из пласта, но и может способствовать уменьшению требующегося для ведения процесса кокса, а следовательно, и количества генерируемого в пласте тепла и, что самое главное, окислителя (например, сжатого воздуха).

 

 

6. ГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

 

Закачка воздуха в пласт. Метод основан  на закачке воздуха в пласт  и его трансформации в эффективные  вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных  процессов. В результате низкотемпературного  окисления непосредственно в  пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фрак и легких углеводородов)

 

 
Рис.1 Механизм вытеснения нефти газом высокого давления

 

По мере продвижения по пласту сухой или тощий газ (1) постепенно обогащается промежуточными углеводородами нефти (2) (3), при этом содержание промежуточных углеводородов  в газе постепенно увеличивается  и обогащенный газ становиться  смешанным с пластовой нефтью (граница между зонами 3 и 4). Такой  газ из-за отсутствия границы раздела  между ним и нефтью, а так  же благоприятного соотношения вязкости нефти и газа обладает высокой  эффективностью вытеснения и оставляет  за фронтом вытеснения лишь небольшое  количество остаточной нефти состоящей в основном из тяжелых фракций.

Наиболее высокий коэффициент  нефтеотдачи (52%) с учетом низких коллекторских свойств пласта, может быть достигнут лишь при вытеснении в условиях смешиваемости 
Процесс вытеснения нефти нагнетаемым газом при высоком давлении может протекать в условиях смешиваемости и в условиях не смешиваемости. Это определяется составом пластовой жидкости и нагнетаемого газа, а так же давлением и температурой. В пласт под давлением превышающее 210 кг/кв.см в больших объемах нагнетается газ. 
При движении его по пласту происходит не только поршневое вытеснение нефти из поровых каналов, но и обмен промежуточными (от этана до гексана) компонентами между сжатым газом и нефтью.

В результате обмена меняется состояние обеих фаз, что ведет  к сближению свойств нефти  и газа и способствует более эффективному вытеснению нефти. Таким образом газ двигаясь от скважины нагнетательной до эксплуатационной растворяется в нефти, что приводит к снижению ее вязкости, увеличению объема и в пласте наблюдается постепенный переход от нагнетаемого газами легкой нефти

 

 

7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА

 

Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в  воде двуокиси углерода вязкость ее несколько  увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

 

 

8. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОЙ ИЛИ 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. 2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения S_vах, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды S_П. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от S_vах 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 вымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Изменение нефтеводона-сыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой

 

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 друга, но, постепенно расширяясь, газоиасыщенные 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.