CC BY
210
УДК 622.276 А.Я. Хавкин ИПНГ РАН, Москва
ДОРАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С УЧЕТОМ ДИСПЕРСНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ
остаточные запасы нефти в заводненных зонах составляют более 20% всех геологических запасов нефти России. Повышение эффективности доразработки заводненных зон связано с созданием технологий разработки, учитывающих геолого-физические особенности коллектора и распределение в нем остаточной нефти.
В результате многолетних исследований особенностей вытеснения нефти в пористых средах при лабораторном моделировании и на многих промысловых материалах было установлено, что в пористых средах происходит макродиспергирование нефти, определяемое, в первую очередь, капиллярным гистерезисом в системе «нефть-вода-порода» [1-5]. Обоснованная автором закономерность вытеснения нефти в пористых средах была признана открытием [3].
По мнению автора, недостаточная эффективность доразработки связана, в первую очередь, с неучетом макродисперсности вытесняемой нефти. Особенности учета макродиспергирования видны из следующего примера. Если характерный размер макродисперсного равновесного целика составляет 3 м, то два целика размером по 2 м будут неподвижны, а один размером 4 м - подвижен.
Характерный пример из промыслового опыта. По традиционным представлениям прокачка воды должна приводить к доизвлечению нефти, но если нефть равновесно удерживается в макродисперсном состоянии, то даже при высокой остаточной нефтенасыщенности прокачка воды не будет приводить к доизвлечению нефти. И только учет особенностей распределения макродисперсного состояния нефти позволит обосновать эффективную технологию ее добычи. В этой связи становится понятной недостаточная эффективность уплотнения сетки скважин, например, на Ромашкинском месторождении относительно предварительных оценок (сетка уплотнена более чем в 3 раза). Также понятна роль нестационарных технологий - виден существенный прирост в нефтеотдаче за счет влияния на подвижность диспергированной нефти.
Выделим следующие принципиальные позиции по вопросу анализа распределения остаточной нефти.
1. Традиционно анализировалось распределение остаточных запасов нефти только по величине нефтенасыщенности. Нужно учитывать макродиспергирование нефти и анализировать распределение остаточных запасов по размерам нефтяных кластеров (целиков, ганглий).
2. Учет макродиспергирования нефти нужно проводить с самого начала анализа разработки месторождения.
3. Эффективность технологий доразработки существенно зависит от параметров дисперсного состояния остаточной нефти.
4. Для поиска эффективных рекомендаций по доразработке заводненных месторождений, такой анализ необходимо провести по всем месторождениям.
Рассмотрим эти тезисы подробнее.
Основой проектирования разработки нефтяных месторождений являются представления о многофазной фильтрации в пористых средах, на базе которых создаются методики определения технологических показателей разработки при различных способах поддержания пластового давления. За время работы в нефтяной отрасли у автора сформировалось устойчивое убеждение в том, что несовпадение результатов расчетов технологических показателей добычи нефти с фактическими, объясняется не только и не столько малой точностью численных схем, невысокой надежностью значений ряда геолого-технологических параметров системы разработки, сколько недостаточно глубокими представлениями о физико-химических основах процесса многофазной фильтрации.
До тех пор пока изучались и проектировались относительно простые процессы поддержания пластового давления в относительно хороших геолого-физических условиях (заводнение или закачка полимерных растворов в коллекторах с малой расчлененностью и высокой проницаемостью), расчеты на базе традиционных моделей типа Баклея-Леверетта с традиционно замеренными фазовыми проницаемостями устраивали проектировщиков.
Переход к более сложным процессам воздействия и коллекторам с малой проницаемостью привел к тому, что для близкого совпадения расчетных и фактических данных потребовалось ввести зависимость фазовых проницаемостей от проницаемости пористой среды, ее вещественного состава, скорости вытеснения и капиллярных сил.
Иными словами, все наше незнание о физических основах процесса многофазной фильтрации в пористой среде стали учитывать путем различных модификаций вида фазовых проницаемостей. В простых случаях этот путь оказался результативен. В сложных случаях - приводил к тому, что необходимая для адекватного определения фазовых проницаемостей и расчета по ним информация могла быть получена только через нефтеотдачу (добычу нефти), т. е. ту величину, для определения которой фазовые проницаемости предназначались.
Анализ ситуации привел автора к выводу, что это связано с закономерностью вытеснения нефти из пористых сред [1-5].
Традиционные обобщения закона Дарси на случай вытеснения нефти водными растворами (модель Баклея-Леверетта и ее развития) постулировали, что при этом каждая фаза движется по своей системе поровых каналов. Это позволяло считать, что каждая фаза образует свой отдельный континуум (кластер) на всей длине от точки закачки до точки
отбора, что основным аргументом у фазовых проницаемостей является значение насыщенности пористой среды данной фазой, что различие давлений в фазах можно учесть капиллярным давлением на разделе фаз, и на этой основе проводить расчеты технологических показателей. В целом такая концепция позволяла сводить экспериментальные исследования особенностей применения различных агентов вытеснения нефти к определению их относительных фазовых проницаемостей.
Однако эти традиционные представления о многофазной фильтрации в пористых средах не позволяли ответить на ряд принципиальных вопросов разработки месторождений по влиянию проницаемости пласта на нефтеотдачу, роли абсолютных значений вязкостей фаз, плотности сетки скважин, темпа разработки. В ряде случаев предлагаемые для опытнопромышленных работ новые технологии не обеспечивают ожидавшиеся на основе модельных расчетов значения технологических показателей.
Основное внимание долгое время уделялось созданию гидродинамики процессов вытеснения нефти физико -химическими агентами (т.е. усложнению моделей типа Баклея-Леверетта с учетом существующих оценок влияния физико-химических явлений в нефтяных пластах на процессы вытеснения нефти). А для понимания и прогнозирования доразработки нефтяных пластов необходимо уделить внимание физикохимической гидродинамике процессов вытеснения нефти (т.е. учитывать влияния физико-химических процессов в нефтяных пластах на процессы вытеснения нефти на основе базовых результатов физико-химии).
Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным скоплением капиллярных каналов, в которых движутся жидкости, образующие мениски на границе раздела фаз. Механизм перемещения нефти в пласте и извлечение ее, во многом, определяется молекулярно-поверхностными процессами, протекающими на границах раздела фаз (породообразующие минералы -насыщающие пласт жидкости и газы - вытесняющие агенты) [6].
Критика концепции фазовых проницаемостей имеется в отечественных и зарубежных работах [7, 8], где отмечено, что в зависимости от распределения фаз в поровом пространстве замеренная фазовая проницаемость по нефти может составлять от 0 до 100% реальной проницаемости пористой среды. Известен большой объем фактических и экспериментальных данных, показывающих, что эффективность вытеснения нефти водой зависит от скорости вытеснения, капиллярных сил, вязкостей воды и нефти, свойств пористой [4].
Концепция фазовых проницаемостей была весьма конструктивна для лабораторных моделей и хороших геолого-физических условий.
В целом же, для процессов разработки реальных пластов, она неверна.
Если определять фазовые проницаемости путем закачки в образец смеси нефти и воды в определенной пропорции, то постулирование движения нефти и воды по своей системе поровых каналов для скоростей фильтрации фаз будет справедливо. Если же вытеснять нефть из образца только водной
фазой, то она оттеснит подвижную нефть от входного сечения и фильтрация нефти уже не будет происходить по своей системе поровых каналов, а будет определяться химико-гидродинамическими свойствами водной фазы. Еще более нереально говорить о совместном течении по своим системам поровых каналов в призабойных зонах нагнетательных скважин. При этом итоговые перепады давления, действующие на водную дРв и нефтяную лРн фазы оказываются существенно различными из-за логарифмической зависимости давления в призабойной зоне скважин.
Следовательно, давления в фазах будут зависеть не только от капиллярных сил, но и от состояния нефти и воды в призабойной зоне.
Анализ физико-химической литературы показал, что при контакте воды и нефти происходит диспергирование последней. С учетом этого автором была сформулирована закономерность вытеснения нефти в пористых средах, заключающаяся в том, что при вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него водного раствора нефть диспергируется на отдельные части (агрегаты, ганглии, блобы, целики, кластеры - макродиспергируется), распределение которых по размерам определяется капиллярным гистерезисом Р12 в системе нефть-вода-порода [1-5].
Причины дисперсности системы «нефть-вода-порода»: 1. Капиллярный гистерезис. 2. Малый размер поровых каналов. 3. Многомодальность распределения пор по размерам. 4. Наличие глинистых минералов в вещественном составе породы. 5. Повышенная начальная водонасыщенность. 6. Зарядовые взаимодействия в системе «нефть-вода-порода». 7. Изменчивость минерального состава закачиваемой воды. 8. Многофазность насыщения.
Капиллярный гистерезис существенно влияет на процессы двухфазной фильтрации в случае, когда в ходе процесса насыщенность меняется немонотонным образом [2-4], в частности, когда изменяется направление вытеснения, приводя к гистерезису относительных фазовых проницаемостей £. Чтобы учесть капиллярный гистерезис, в уравнения процесса вводят зависимость £ и капиллярного давления Р еще и от знака изменения водонасыщенности.
Основной причиной отличия результатов эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов при переходе от лабораторных к промысловым условиям является влияние объемности течения в реальных пластах, неоднородности как структуры коллектора, так и насыщения его нефтью.
Сложная картина линий тока в реальном коллекторе резко отличается от таковых в лабораторных моделях пласта, чаще всего представляющих собой цилиндрические трубки. Вместе с тем, концепция фазовых проницаемостей применяется для расчетов процессов вытеснения нефти при различной геометрии области фильтрации и различных размерах расчетной ячейки, что заставило ввести коэффициенты охвата, сетки и т.п. Все это указывает на геометрические ограничения применимости концепции фазовых проницаемостей при моделировании процессов вытеснения нефти в пористых средах.
При извлечении нефти из пласта в начальный период разработки основная часть нефти представлена в виде связной фазы (крупных кластеров), которая движется как единый поток. По мере извлечения нефти доля крупных кластеров уменьшается и возрастает доля целиков, из которых все большую часть приобретают неподвижные. Предельное состояние пласта характеризуется существованием нефти только в виде неподвижных целиков (определяющих конечную нефтеотдачу). Следовательно, мероприятия по увеличению нефтеотдачи должны поддерживать существование нефти в виде связной фазы (крупных кластеров) и уменьшать долю неподвижных целиков нефти.
Основываясь на влиянии капиллярных сил на фазовые проницаемости для повышения нефтеотдачи (в соответствии с механистическими моделями) рекомендовалось снижать a cos(e), те. уменьшать с и cos(e).
Выяснение определяющей роли капиллярного гистерезиса показывает, что снижать капиллярный гистерезис можно как уменьшая значения поверхностного натяжения на отступающей ai и наступающей а2 частях ганглии, так и приближая отступающий 9i и наступающий е2 углы. Это позволяет, с одной стороны, расширить область увеличивающих нефтеотдачу реагентов и технологий, а, с другой стороны, еще раз проанализировать влияние уже используемых.
Размеры двигающихся целиков нефти в пласте могут иметь размеры порядка десятков метров, что сравнимо с размерами зоны сорбции различных химреагентов. В то же время, реализовать такие линейные размеры в лаборатории затруднительно: максимальная длина моделей из составных кернов или набивки песка составляет, как правило, 2-3 метра.
Таким образом, учет макродисперсности нефти в коллекторе весьма важен для принятия адекватных технологических решений.
Проведенные исследования доказывают необходимость учета дисперсности пластовых систем «нефть-вода-порода» для более адекватного обоснования технологий с учетом современной структуры запасов нефти и методов воздействия на пласт.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Хавкин А.Я. Модель вытеснения нефти в пористых средах // ДАН, 1998, т.358, № 2, с.193-195.
2. Хавкин А.Я. О роли дисперсности системы «нефть-вода-порода» в процессах вытеснения нефти из пористых сред // РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, сер. Академические чтения, вып.19, М.: Нефть и газ, 1998, 64с.
3. Хавкин А.Я. Закономерность вытеснения нефти в пористых средах // Научные открытия. Сб. кратких описаний за 1998г., М.-Н.Новгород: РАЕН, 1999, с.53-54.
4. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М.: МО МАНПО, 2000, 525с.
5. Havkin A.Ya. Multifase transport in porous media model based on formation in-situ oil dispersion // Program and Abstracts 8th International Conference on Surface and Colloid Science, 13-18 February 1994, Adelaide, South Australia, p.94.
6. Чураев Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах // М., 1990, 272 с.
7. Ali J.K. Development in measurement and interpretation techniques in coreflood tests to determine relative permeabilities // V LACPEC, Brazil, 1997, SPE 39016, 15p.
8. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи // Баку, Азнефтеиздат, 1956, 254с.
© А.Я. Хавкин, 2006
