Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 24Следующая ⇒

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный КИН меньше или равен единице. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации КИН едва достигал 0.1.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства – причина прорыва воды и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же 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 (т.е. при отсутствии менисков) характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95-100 %.

Более 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, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею дренируемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизирует поверхность твердой фазы, и ее часть, находящаяся 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 многочисленных параметров и свойств пористой среды, условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т.д.) и др.

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу нефти пластом, можно отметить следующие формы существования остаточной нефти:

- капиллярно удержанная нефть;

- нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы породы;

- нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых вытесняющим агентов (водой, газом);

- нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

- нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся в том или ином объеме во всех залежах углеводородов.

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы коллектора. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

В природных условиях, 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 в местных непроницаемых экранах и перемычках.

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70-80 %). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считает, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другая часть авторов полагает, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришла к выводу, что она не зависит от скорости вытеснения нефти водой.

Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах как несмешивающиеся жидкости по разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минерального состава воды, вещественного состава пород и структуры пор породы.

Нефтеотдача также зависит от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характера механических изменений порового пространства коллекторов. Следовательно, проблема кардинального повышения нефтеотдачи пластов – комплексная, она может быть решена с учетом всех факторов, формирующих нефтеотдачу для данной залежи.

Коллекторские свойства горных пород

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, а в более общем виде – типом коллектора. Тип коллектора оказывает значительное влияние на характер фильтрации нефти и воды и на выбор способа борьбы с обводнением скважины.

Наиболее распространенные коллекторы для нефти и газа – терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы–коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементом различного типа и состава. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также смесью их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы, форма и характер поверхности минеральных зерен.

Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств, их проницаемость изменяется от 3 – 5 до 0.0001 – 0.001 мкм², а пористость – от 25 – 26 % до 12 – 14 %.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. В отличие от терригенных, они характеризуются большим разнообразием структуры пустотного пространства, меньшей глинистостью и более низкими граничными значениями пористости. Формирование их емкостных свойств в первую очередь определяется трещиноватостью и последующим выщелачиванием. Карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0.3 – 1 мкм² и пористость до 20 – 35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабо сцементированные, содержание цемента до 10 %. Начальная их водонасыщенность в залежи не превышает 5 – 20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью (12 – 25 %) и проницаемостью (0.01 – 0.3 мкм²) вследствие вторичного изменения порового пространства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью цементации (10 – 20 %) породы.

Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллекторы – хорошие объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и низкоэффективна.

Основные свойства коллекторов нефти и газа, влияющие на процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и на процесс их обводнения, следующие: вещественный состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒