1.1.6 Остаточная нефть при неустойчивом вытеснении
При разработке нефтяных пластов, содержащих нефть с вязкостью в несколько раз превышающей вязкость вытесняющей воды, возникают явления нестабильности вытеснения, приводящие к образованию водяных "пальцев" значительной протяженности.
Многочисленные эксперименты показывают, что при вытеснении сначала плоская граница раздела покрывается рябью, а спустя некоторое время один из пальцев растет быстрее, чем соседние, сдерживает их рост и, наконец, заполняет все пространство.Часть пласта,' не занятая пальцами, представляет собой неохваченный объем пор, отношение которого к общему объему пор может быть охарактеризовано как практическая остаточная нефтенасыщенность при нестабильном вытеснении [36].
Эта практическая ОН существенным образом будет определяться геометрическими характеристиками потока. Так, при одинаковой интенсивности папьце образования, остаточная нефтенасыщенность прорыва будет зависеть от системы расстановки скважин, расстояния между ними, геологической неоднородности пласта в целом и других геометрических характеристик.
Так как для наиболее распространенного гидрофильного гранулярного типа коллектора основной по объему компонентой остаточной нефти (8090% и более) является капиллярно-защемленная остаточная нефть, будем понимать под остаточной нефтью капиллярно-защемленную остаточную нефть.
В реальных пористых средах капиллярное защемление нефти в процессе заводнения связано с действием большого количества факторов и явлений подразделяющиеся на две группы; 1 )Геолого-фшические
- геометрия внутри порового пространства;
поверхностно-молекулярные свойства системы порода/насыщающие флюиды, такие как смачиваемость, ионный обмен, адсорбция;
межфазные свойства, такие как поверхностное натяжение, различия в плотности, отношение вязкостей фаз
2)Технологические
прилагаемые градиенты давления;
тип и свойства рабочего агента;
система размещения добывающих и нагнетательных скважин.
При разработке режимов и технологий извлечения и доизвлечения остаточной нефти важно изучить влияние как первой так второй групп факторов.
Рассмотрим влияние технологических факторов. С точки зрения технологии, наиболее просто регулируемый при заводнении фактор - это градиент давления, зависящий от системы расстановки скважин, типа скважин темпов нагнетания отбора жидкости, и т.д.
По существующим представлениям конечный коэффициент нефтеизвлечения КИН определяется по следующей формуле КИН=Квыт-Кохв (А.П.Крылов),
где Квыт - коэффициент вытеснения, Кохв - коэффициент охвата.
где Кнн- коэффициент начальной нефтенасыщенности, Кн0 - коэффициент остаточной нефтенасыщенности.
Для определения изменения конечного коэффициента нефтеотдачи при различной удельной плотности сетки скважин используются различные зависимости.
Рассмотрим эти формулы:KHH=KebM-eas=(l-KH0/KJ- eas (В.Н.Щелкачев),
где Квыт - коэффициент вытеснения = const, а - коэффициент пропорциональности между изменением величины плотности сетки скважин (S) и коэффициентом охвата пласта.
КИН^А-BS (А.П.Крылов).
KMH=(l~KJKJ-(l-aS) (В.Д.Лысенко, Э.Д.Мухарский).
Следствием этих формул является независимость Квыт от плотности сетки скважин, влияние сетки проявляется через изменение К^хв, что и явилось основание определения отдельно коэффициента вытеснения в лабораторных условиях согласно отраслевому стандарту (ОСТ 39-195-86).
В тоже время лабораторные и аналитические исследования Н.Н.Михайлова и А.В.Джемесюка и др. показали, что коэффициент остаточной нефтенасыщенности не является постоянным, а зависит от числа капиллярности.
Число капиллярности вводится для количественного выражения соотношения гидродинамических и капиллярных сил и может быть представлено в виде.
Ncl=kJHip\(aL),
Где к0 - проницаемость, Ар - перепад давления на длине образца L, о - межфазное натяжение на границе вода/нефть.