1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и гидрофобных коллекторов
Перспективы разработки нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию при высокой обводненности добываемой продукции скважин, связаны, в основном, с извлечением остаточной нефти после заводнения.
Исследования отечественных и зарубежных специалистов М.Л.Сургучева, И.Л.Мархасина, Ю.В.Желтова, Н.Н.Михайлова, Б.Н.Тульбовича, П.Н.Забродина, А.Г.Ковалева, В.М.Березина, В.Г.Пантелеева, Тейбера, Мелроуза и др [15,37] пополнили общие представления о формах существования остаточной нефти и принципах ее доизвлечения.
Нефти, сосредоточенные в промытых водой интервалах продуктивного пласта отличаются повышенным содержанием тяжелых окисленных компонентов (асфальтенов, смол, гетеро-циклических соединений и др.).
При этом различают две различные формы существования этой нефти в зависимости от смачиваемости горной породы:горная порода смачивается водой - гидрофильная среда;
горная порода смачивается нефтью - гидрофобная среда.
Если породы гидрофильные, то вода занимает мелкие и субкапиллярные поры, а в крупных порах вода покрывает поверхность в виде пленок. Нефть остается преимущественно в виде капель (глобул), которые занимают как крупные и средчие поры, так и каналы. В процессе заводнения гидрофильные и гидрофобные коллекторы проявляют себя различным образом. Вытеснение нефти из гидрофильных коллекторов весьма эффективно, т.к. переходные зоны двухфазной фильтрации имеют незначительные размеры, нефтенасыщение в промытой зоне мало и практически неизменно во времени, основная добыча нефти происходит в безводный период. При закачке воды либо движении пластовой воды проявляются два механизма извлечения нефти: капиллярного впитывания и гидравлического вытеснения.
Для гидрофобных пластов картина обратная - переходные зоны занимают почти весь пласт, нефтенасыщение промытой зоны велико и очень постепенно уменьшается в процессе заводнения, основной объем нефти добывается в водный период эксплуатации.
Если порода гидрофобная, то нефть занимает мелкие поры и каналы, а в крупных порах находится в виде пленок, толщина которых значительно больше, чем пленок воды.
Поэтому многие сужения каналов перекрыты нефтью и вода занимает крупные и средние поры, но в отличие от гидрофильного коллектора не представляет сплошную фазу, а образует цепочки капелек. Закачиваемая вода выдавливает из сужений каналов нефть, которая в свою очередь толкает капельки воды в сторону добывающих скважин. Процесс разработки характеризуется короткими периодами безводной добычи. Причем процесс обводнения добываемой жидкости происходит медленно во времени. Основная добыча нефти приходится на водный период разработки.Технологии добычи остаточной нефти, очевидно, в сильной степени зависят от размеров пор породы ее смачиваемости. При заводнении нефтяных пластов с добавками различных активных реагентов в нефтенасыщенной породе начинают развиваться необратимые процессы, такие как:
сдвиговые деформации и отрыв глобул нефти;
слипание глобул и их дробление;
диффузия нефти;
сорбция составных частей нефтевытесняющих агентов на поверхности горной породы;
механические изменения объема пор породы при увеличении или
уменьшении давления в содержащихся в них жидкостях и газах.
Согласно уравнению Лапласа, капиллярное давление Рк, препятствующее вытеснению нефти из пор, равно:
PK = PH-Pe = QeJeH (1.3.1)
где Рн-Рв- гидростатические давления в нефти и водном растворе;
QBH - поверхностное натяжение на границе водный раствор - нефть, нм/м;
1вн - кривизна мениска, разделяющего водную и нефтяную фазы. В общем виде на границах раздела фаз существуют мениски, создающие капиллярные давления:
(1.3.2)
где Rr эффективные радиусы кривизны менисков;
п - число менисков. В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются, но при вытеснении нефти водой под действием внешнего давления мениски деформируются по закону упругости так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку (эффект Жамена):
\ R> RJ j
(1.3.3)
где Ri и Rj - эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.
Зарубежные специалисты (Тейбер, Мелроуз, Брандер, Леферт дю Прей, Бардон и Лонжерон) исследовали влияние капиллярного числа на снижение остаточной нефтеносности.
Капиллярное число:
где г\в - вязкость вытесняющей воды;
U - линейная скорость; т - пористость пласта;
Q - свободная поверхностная энергия границ раздела нефть-вода.
Для достижения значительного снижения остаточной нефтенасыщенности К должно быть не менее 1.10"3 по сравнению с обычным заводнением (1-Ю'6).
Это может быть достигнуто либо резким снижением поверхностного натяжения (Q) на границах раздела нефть-вода (в 100 раз), либо резким увеличением скорости фильтрации или за счет увеличения вязкости вытесняющих агентов.Для удаления с поверхности пород гидрофобной остаточной нефти, удерживаемой силами адгезии, необходимо выполнить работу, рассчитываемую по уравнению Дюпре:
Wa-Q + f&n-QJ (1-3.5)
где Wa - работа на удаление пленочной нефти с единицы поверхности пор;
Q, Qem QHn - соответственно поверхностная энергия раздела фаз нефть, вода, вода - порода, нефть - порода.
Для эффективного извлечения остаточной нефти необходимо значительное уменьшение свободной поверхностной энергии на границах раздела нефть-вода и гидрофобных взаимодействий на границе нефть-порода, что способствует отрыву и переносу глобул нефти в потоке.
Для эффективного извлечения пленочной нефти необходимо использовать вытесняющие агенты с высокой поверхностной активностью в объемах гидрофобных пород, а в случае гидрофильных пород с маловязкими нефтями этим требованиям могут удовлетворять эффективные композиции неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).
Таким образом, имея представление о распределении пор по размерам, смачиваемости и нефтенасыщенности пород можно в первом приближении прогнозировать эффективность применения технологий для извлечения остаточной нефти. Для этого необходимо проведение комплекса физико-химических и фильтрационных лабораторных исследований, позволяющих адекватно оценить механизм формирования остаточной нефти в конкретных геолого-промысловых условиях и зависимость ее форм от коллекторских свойств пласта, свойств насыщающих его флюидов, осуществить подбор эффективных нефтевытесняющих реагентов и их рецептуры.
Следует отметить, что физико-химические основы применения активных химических агентов для извлечения микро остаточной нефти разработаны весьма слабо. Механизм действия активных компонентов нефтевытесняющих агентов является достаточно сложным и трудно поддающимся количественным оценкам по отдельным составляющим. До сих пор нет общепринятой теории, позволяющей достаточно строго оценить возможный эффект от применения нефтевытесняющих реагентов в конкретных геолого-физических условиях месторождений.