Капиллярные силы будут велики, если размеры пор малы, тогда как гравитационные силы растут с увеличением высоты залежи. Различие плотностей пластовой воды и нефти создают гравитационную силу. Для целей картирования величина гравитационных сил (Рг) в каждой точке нефтяного скопления практически может быть определена по превышению над уровнем водо-нефтяного контакта (h) и разности плотностей пластовой воды и нефти (?с):

Рг = ?с*h

В случае коллектора преимущественно гидрофильного дифференциация залежи нефти по промысловым характеристикам может быть осуществлена путем составления карты не КГО, а карты только капиллярного давления начала фильтрации.

Следует отметить, что среди специалистов существует мнение, что нагнетаемая в пласт вода как в гидрофильном, так и в гидрофобном коллекторе предпочтительнее продвигается по относительно крупнопоровым каналам, вытесняя из них нефть. В значительной степени такое представление сформировалось на основе данных лабораторного изучения процесса вытеснения нефти водой из образцов керна, а также данных исследования прискважинных участков нагнетательных скважин. Однако, в лабораторных условиях, во-первых, вытеснение нефти происходит при такой скорости, что не может проявиться естественная смачиваемость горной породы, имеющая место в реальных условиях недр. Во-вторых, в отличие от условий пласта, степень свободы у воды, нагнетаемой в керн, ограничена стенками кернодержателя и она продвигается от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр.

В прискважинных же зонах на линии нагнетания за счет высоких репрессий возникают зачастую турбулентные потоки, число Рейнольдца «зашкаливает». Поэтому характер течения жидкости в прискважинной зоне должен резко отличаться от течения воды и нефти на удаленном межскважинном пространстве.

Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровые разности, охарактеризованные высокими значениями капиллярных давлений, то нагнетаемая на таких участках в пласт вода в удаленном межскважинном пространстве не может поступать в крупнопоровые разности и вытеснять из них нефть. Для поступления в крупные поры воде необходимо будет преодолеть капиллярное давление. Она будет продвигаться по пути наименьшего сопротивления, т.е. по относительно мелким порам, при этом вообще может мигрировать за пределы контура нефтеносности. Отсутствие на ряде нефтяных промыслов Западной Сибири баланса между количеством нагнетаемой в продуктивный пласт воды и количеством добываемой жидкости может свидетельствовать о справедливости сделанного предположения. Следует отметить, что в рассмотренном случае за фронтом вытеснения в межскважинном пространстве остаются объемы наиболее подвижной нефти, определяющие наиболее активные её запасы.

Таким образом для предотвращения этих потерь нагнетательные скважины следует размещать на участках относительно низких капиллярных давлений, которые могут быть выявлены путем составления капиллярных моделей продуктивных пластов.

При изучении неоднородности залежей нефти по промысловым характеристикам, геологи, как правило, ограничиваются составлением традиционных карт, таких как зональные карты, карты пористости, проницаемости, песчанистости, текущих и накопленных отборов, нефтенасыщенных толщин и др. Также на макроуровне по площади залежи выделяют чистонефтяную (ЧНЗ) и водонефтяную (ВНЗ) зоны. Чистонефтяная зона присутствует в пластовой залежи, где занимает площадь, ограниченную внутренним контуром нефтеносности. Водонефтяная зона в плане соответствует площади распространения водонефтяного контакта. Если залежь является массивной или пластовой водоплавающей, то чистонефтяная зона у них, согласно этой терминологии, отсутствует.

Как известно, по высоте залежь также состоит из нескольких зон с разной насыщенностью пород-коллекторов и с разными промысловыми характеристиками. Строение и размеры этих зон, развитых по вертикали залежи нефти, определяются физико-химическими или капиллярными микропроцессами в продуктивных пластах. На этом микроуровне по высоте залежи выделяют три толщи:

толща, из которой получают безводную нефть, т.е. чистонефтяная зона (ЧНТ);

переходная водонефтяная толща (ПВНТ);

зона, дающая 100% воды.

Основной является ЧНТ, дающая 100% нефти. Хотя в ее пределах и имеется некоторое количество не связанной, гравитационной воды, ее фазовая проницаемость существенно ниже проницаемости нефти. Также и в нижней зоне, из которой получают 100% воды, присутствует нефть в виде отдельных рассредоточенных глобул в наиболее крупных порах, но фазовая проницаемость этой нефти практически равна нулю. Из переходной зоны получают как нефть, так и воду. На месторождениях, приуроченных к гидрофобным коллекторам, ПВНТ отсутствует в связи с тем, что в нефтенасыщенную часть пласта вода поступить не может вследствие противодействия капиллярных сил. Однако, в числе песчаных коллекторов, развитых в платформенных формациях, превалируют преимущественно гидрофильные разности, хотя мера их гидрофильности и изменяется в широких пределах. Поэтому на месторождениях, открытых в платформенных нефтегазоносных областях, переходные ВНТ зачастую достигают значительных размеров и содержат существенные запасы нефти. В некоторых случаях, в частности в Западной Сибири, толщина ПВНТ на отдельных месторождениях составляет несколько десятков метров.

В связи с изложенным, знания о строении ПВНТ имеют существенное значение как для подсчета запасов нефти, так и для определения оптимальной системы разработки месторождения.

В пределах углеводородных скоплений насыщающие продуктивный пласт флюиды располагаются по высоте согласно взаимодействию гравитационных и капиллярных сил. В результате проявления гравитационных сил углеводороды заполняют верхнюю часть залежи, а ниже располагается вода. Действие капиллярных сил, возникающих на контакте воды и нефти в гидрофильной поровой среде, заключается в том, что вода поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения флюидов. В результате в гидрофильном коллекторе возникает весьма сложная картина распределения воды и нефти по разрезу в области водонефтяных контактов этих флюидов.

Высота капиллярного поднятия воды увеличивается при уменьшении радиуса пор породы-коллектора, при уменьшении разности плотностей контактирующих фаз, при увеличении межфазного натяжения на границе последних и увеличении степени гидрофильности твердой фазы. Так формируются переходные водонефтяные толщи, в пределах которых содержание нефти в продуктивном пласте возрастает снизу вверх от нуля до предела насыщения. В случае, когда мощность ВНТ превосходит высоту залежи, чистонефтяная толща, из которой получают 100% нефти, отсутствует.

При наличии у залежи переходной зоны возникают определенные трудности при определении положения водонефтяного контакта, в частности, при подсчете запасов нефти. Обычно в таких случаях положение водонефтяного контакта определяют различными путями в зависимости от имеющихся данных и концепции, существующей относительно нефтегазонакопления в данном резервуаре. Например в США, в случае гидрофильного коллектора, выделяют экономический и продуктивный (природный) водонефтяные контакты (рис. 3.1).

Экономическим контактом называют уровень, на котором содержание нефти в полученном флюиде экономически целесообразно и приемлемо. Обычно этот контакт соответствует уровню 50% нефтенасыщения, но он может изменяться в зависимости от локальных условий. Продуктивный водонефтяной контакт находится в основании переходной зоны и является тем уровнем, с которого вообще может быть получена нефть. Нефтенасыщение на этом уровне может составлять 15-20%.

Уровень, дающий 100% воды, находится ниже продуктивного контакта. Однако, здесь нет 100% водонасыщения. Нефтенасыщенность здесь обычно составляет 5-10%, но эта нефть рассредоточена в виде отдельных глобул, находящихся в наиболее крупных порах.

Изучению переходной ВНТ посвящены работы Д. Амикса, Д. Баса, В.Н. Дахнова, А.А. Ханина, Н.Н. Сохранова и др.

По свидетельству А.А. Ханина (1969), толщина водо-нефтяной зоны может быть определена на основе данных о капиллярных давлениях по формуле:

, где

Рк - капиллярное давление (кг/см2),

св и сн - плотности пластовой воды и нефти (г/см3).

Для этой цели в грубом приближении может также быть использована величина капиллярного давления смещения (давления начала фильтрации).

Распределение воды и нефти по высоте залежи в зависимости от капиллярных характеристик пласта (Jennigs J.B.)

2.4 АНАЛИЗ КАПИЛЛЯРНЫХ ДАВЛЕНИЙ ПЛАСТА П ЗАЛЕЖИ П10

В качестве примера анализа строения залежи нефти на основе капиллярных характеристик пласта была рассмотрена залежь нефти, приуроченная к пласту , находящегося в пределах Лозового месторождения. В таблице приведены данные по проницаемости и капиллярному давлению начала фильтрации одного участка пласта .

Данные о капиллярных давлениях могут быть использованы с целью наиболее оптимального размещения нагнетательных скважин.

В настоящее время в России более 95% добычи нефти идет с использованием метода заводнения. При этом средняя обводненность добывающих скважин составляет 82%. На некоторых месторождениях Западной Сибири, например Талинском, произошло катастрофически быстрое обводнение, и в настоящее время в добываемой жидкости содержится всего лишь 5% нефти.

В.П. Гавриловым (2005) рассмотрены негативные стороны метода заводнения, определяющие резкое снижение коэффициента нефтеотдачи. В частности, к ним относятся форсированный нерегулируемый отбор флюидов из продуктивного пласта и шаблонное применение метода заводнения. В результате за контуром вытеснения остаются значительные объемы активных запасов нефти.

К одному из видов шаблонного подхода к методу заводнения можно отнести его применение без учета поверхностно-молекулярных свойств пород продуктивных пластов, т.е. их смачиваемости.

Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефть занимает относительно крупные поры, охарактеризованные сравнительно низкими значениями капиллярных давлений, а вода - мелкопоровое пространство. Нагнетаемая же в преимущественно гидрофобный коллектор вода занимает относительно крупнопоровые каналы или сверхкапиллярные трещины, по которым быстро проходит к добывающим скважинам, нарушая монолитность залежи нефти. Именно такое явление наблюдается при разработке обычным методом заводнения залежи нефти в шеркалинской свите Талинского месторождения.

По устному сообщению И.И. Нестерова (2005), на нефтепромыслах Западной Сибири на один кубометр добытой нефти в среднем приходится около 7 м3 закачанной в пласт воды. Не исключено, что столь значительное превышение объема вытесняющего агента над добычей, отчасти обусловлено отсутствием в проектах разработки капиллярно-гравитационных моделей залежей, на основе которых можно с большей оптимальностью производить расстановку нагнетательных и добывающих скважин. Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровое пространство, охарактеризованное повышенными капиллярными давлениями, то нагнетаемая на таких участках вода не сможет вытеснить нефть из участков распространения крупнопоровых коллекторов. Это невозможно так как в этом случае воде необходимо преодолеть капиллярное давление. В результате нагнетаемая в пласт вода обойдет мелкопоровые участки пласта по пути наименьшего сопротивления и, в частности, может удалиться за контур нефтеносности. Следовательно, за фронтом вытеснения в относительно крупнопоровых разностях пород-коллекторов остаются «целики» нефти, размеры которых определяются характером микронеоднородности продуктивного пласта.

Таким образом, нагнетательные скважины для наиболее эффективного вытеснения нефти следует размещать на участках пониженных капиллярных давлений, а не формально по какой-либо равномерной геометрической сетке. Основанием для их расстановки может являться карта капиллярных давлений смещения (давления начала фильтрации).

Однако, некоторые специалисты по разработке нефтяных залежей придерживаются мнения о том, что нагнетательные скважины следует размещать на участках пониженной проницаемости охарактеризованных высокими значениями капиллярных давлений. Тем не менее, следует отметить, что это противоречит закону природы, который описан уравнением Юнга-Лапласа. Отчасти такое суждение возникло как результат исследования процессов вытеснения нефти из образцов пород в кернодержателе. В этом случае насыщенный образец представляет собой систему, в которой вода имеет ограниченную степень свободы и может продвигаться только в одном направлении - от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр. В пласте-коллекторе, представляющем раскрытую систему, вода может выбирать пути наименьшего сопротивления и обходить участки, где ей противодействуют капиллярные силы.

Также при лабораторных исследованиях создаются перепады давления и скорости фильтрации, резко отличные от тех, что имеются на межскважинном пространстве. Кроме того, из-за высоких скоростей и малых размеров образца, как правило, не успевает проявиться эффект смачиваемости.

В прискважинных зонах на линии нагнетания за счет высоких репрессий возникают зачастую турбулентные потоки и число Рейнольдса «зашкаливает». Поэтому характер течения жидкости в прискважинной зоне должен резко отличаться от течения воды и нефти на удаленном межскважинном пространстве.

Описанная особенность заводнения коллекторов в межскважинном пространстве, в частности, хорошо прослеживается в залежи пласта БС10 на юге Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения.

Значительное снижение насыщения произошло в скважинах расположенных в зонах пониженной проницаемости, охарактеризованных сравнительно высокими значениями капиллярных давлений. Прогнозирование местонахождения этих целиков возможно путем составления капиллярных моделей залежей. Капиллярные модели, составленные в начальную стадию разработки залежи, могут быть использованы для проведения технологических мероприятий, направленных на предотвращение образования в пласте этого вида остаточной нефти. За основу построения капиллярной модели может быть принято капиллярное давление смещения, соответствующее давлению начала фильтрации.

В пределах участка пласта значения капиллярных давлений смещения изменяются от 11 до 18 кПа. Их распределение по площади залежи достаточно сглаженное, но все же просматриваются участки с резкими перепадами.

На одном небольшом участке на северо-западе внешнего контура залежи капиллярные характеристики пласта свидетельствуют о хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. В связи с этим здесь достаточно эффективно может быть применено законтурное заводнение. Как известно, механизм вытеснения нефти при этом близок механизму, который создаёт природный водонапорный режим.

В связи с различным распределением капиллярных характеристик пласта по территории залежи, в качестве внутриконтурного заводнения следует использовать избирательное и очаговое заводнение и исключить размещение нагнетательных скважин по равномерной геометрической сетке. При этом для нагнетания в пласт воды необходимо выбирать участки, охарактеризованные пониженными значениями капиллярных давлений.

Карты капиллярных давлений смещения могут быть также использованы для обеспечения относительно плавного продвижения фронта «нефть-вода» к забоям добывающих скважин путем создания пропорциональной этому параметру репрессии в нагнетательной скважине, находящейся на соответствующем участке продуктивного пласта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. - Новосибирск. Наука.- 1995.- 182с.

2. Большаков Ю.Я., Дорошенко А.А., Большакова Е.Ю. / Влияние капиллярных сил на образование целиков нефти в межскважинном пространстве при разработке залежей методом заводнения // Материалы научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, 2003 г. //.

3. Документация предприятия, разрабатывающего данное месторождение.

Размещено на Allbest.ru