Условия проявления капиллярных сил

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Введение

Капиллярные силы в микронеоднородной пористой среде при заводнении - это поистине "невидимые великаны".

Размеры пор и поровых каналов изменяются от 1 - 10 до 500 - 1000 мк и более. В таких поровых каналах на границе раздела фаз (нефти и воды) на мениске развивается капиллярное давление, которое по величине может достигать 0,03-0,3 ат и более.

Эта величина кажется несущественной по сравнению с обычными при разработке внешними перепадами давления. Но эти внутренние капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме на водонефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно выше созданных градиентов давления, вследствие чего возможности влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти водой из пластов очень большие.

До начала разработки нефтяных залежей па границе раздела фаз поверхностно-молекулярные силы уравновешены силами тяжести. При разработке залежей равновесие сил нарушается и движение жидкости в пористой среде за счет созданного перепада давления происходит при непрерывном проявлении внутренних сил, которые стремятся вновь придать многофазной системе равновесное состояние. Эти внутренние силы буквально контролируют весь процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте и определяют текущие и конечные значения всех показателей заводнения пластов.

Без выяснения роли капиллярных процессов в заводнении и нефтеотдаче продуктивных пластов невозможно обосновать пути улучшения технологии и повышения эффективности заводнения нефтяных залежей.

Значение капиллярных сил в процессе фильтрации несмешивающихся жидкостей в пластах и пропитке пористых тел осознано уже давно. Первые исследования микропроцессов, происходящих в нефтеносных пластах при заводнении, были проведены в конце 30-х - начале 40-х годов.

Начало исследования поверхностно-молекулярных явлений при вытеснении нефти водой из пористой среды было положено П.А. Ре-биндером, Б.В. Дерягиным, М.М. Кусаковым, Ф.И. Котяховым, Г.А. Бабаляном, Л.В. Лютиным и др.

На современном этапе исследования физики микроявлений в продуктивных пластах при заводнении получили широкое развитие и успешно проводятся В.М. Рыжиком, А.Г. Ковалевым, А.А. Кочешковым, В.Г. Оганджанянцом, III.К. Гиматудиновым, А.Ф. Богомоловой, Д.Н. Некрасовым, Л.К. Курбановым, И.Л. Мархасиным, И.И. Кравченко,

В. 'Г. Лианосовым, Л.С. Мелик-Аслановьм и другими специалистами. Из зарубежных исследователей в данной области известны Мур, Слобод, Раппопорт, Ричардсон, Кэйт, Маттакс, Чатэневер, Грэхэм, Браунскомбе, Дэйс, Тервилигер, Инрайт и др.

К настоящему времени проведено очень много исследований условий и характера проявления капиллярных сил при заводнении нефтеносных пластов, которые освещают самые различные аспекты поверхностно-молекулярных явлений в пористых средах. Изучение проводилось в разных условиях и направлениях.

Как видно, исследований капиллярных явлений на искусственных образцах, кернах и моделях выполнено довольно много. Значительно меньше исследований капиллярных процессов проведено непосредственно в промысловых условиях.

Во всех этих исследованиях изучены самые различные аспекты капиллярных процессов и поверхностных явлений. Но в силу принятых упрощений моделей поровых каналов и пористой среды вследствие невозможности соблюдения, всех критериев подобия осуществляемого процесса вытеснения модели нефти водой реальному процессу заводнения неоднородных пластов полученные результаты исследований можно интерпретировать лишь для условий адекватных эксперименту. Поэтому на основе результатов отдельных исследований, по-видимому, нельзя получить полного представления о роли капиллярных сил в заводнении нефтеносных пластов и тем более выяснить возможность использования их для улучшения показателей заводнения, главным образом для повышения темпа разработки и нефтеотдачи пластов. Промысловые исследования проявления капиллярных сил объективно отражают все многообразие условий их реализации, но позволяют интерпретировать результаты лишь в интегрированном виде, не раскрывая деталей процесса.

Капиллярные процессы на пористых средах и особенно при промысловых исследованиях не поддаются непосредственному наблюдению, поэтому можно лишь предполагать их характер, исходя из теоретических представлений и полученных результатов. Ввиду этого, очевидно, только на основе данных совокупности разносторонних экспериментальных и промысловых исследований капиллярных явлений можно представить достаточно близкую к реальной объективную картину происходящих микропроцессов в пласте при заводнении. Нами сделана попытка обобщения и установления взаимосвязи результатов указанных исследований, выяснения условий проявления капиллярных сил, механизма микропроцессов в неоднородных пластах при заводнении и возможностей их регулирования.

Таблица 1

Физические свойства образцов керна из пластов Д1 и Д2 Туймазинского месторождения, выбуренных с раствором на водной основе (скв.1283)

Глубина, м	Пористость,%	Проницаемость,мд	Водонасыщенность	Нефтенасыщенность	Суммарная водонефтенасыщенность	Среднийрадиуспор,мк	Удельная поверхностьсм²/см³	Концентрацияхлоридов,%
Глубина, м	Пористость,%	Проницаемость,мд	% от объма пор			Среднийрадиуспор,мк	Удельная поверхностьсм²/см³	Концентрацияхлоридов,%
16281629	21,4	927	27,9	20,5	48,5	5,9	720	1,08
16281629	23,3	1245	23,3	26,7	50,0	6,5	700	0,787
16281629	19,5	627	34,4	22,6	57,0	5,1	760	0,66
16281629	17,6	483	24,8	23,6	48,4	6,2	740	1,01
1629,91631	21,8	610	33,13	32,5	65,7	4,7	900	0,723
1629,91631	22,6	890	42,0	25,8	67,8	5,6	790	0,599
1629,91631	23,0	735	34,0	25,4	59,54	5,1	895	0,63
1629,91631	24,5	1515	25,9	36,4	62,3	7,1	690	0,743
16391640	22,7	470	28,4	24,6	53,0	4,12	1105	0,475
16411642	23,6	403	18,8	15,5	34,3	3,7	1255	0,75
16411642	23,8	1450	26,2	38,1	64,4	6,9	715	0,478
16411642	24,5	1730	33,2	23,3	56,6	7,7	640	0,473
16411642	21,8	1370	18,0	38,8	56,9	7,1	610	1,21
16411642	22,3	1720	14,4	47,8	62,3	7,9	564	1,00
16601662	21,7	471	38,8	9,14	67,9	4,2	1030	0,55
16601662	21,7	552	28,1	16,5	45,2	4,5	950	0,89
16601662	22,1	70	32,1	30,2	62,8	1,6	2720	0,345
16601662	22,6	542	23,7	34,1	63,9	4,45	1030	0,539
16641666	25,5	1337	15,5	37,6	53,1	6,5	780	3,27
16671669	23,7	335	31,4	31,2	62,6	3,4	1400	0,607
1673,61675	22,4	275	41,6	15,45	57,05	3,1	1430
1673,61675	23,0	409	35,5	15,8	51,3	3,8	1210	0,444

Низкую водонасыщенность кернов (в среднем 20-35%) и суммарную нефте-водонасыщенность кернов (в среднем 50-65%) также невозможно объяснить указанной схемой промыва. Суммарная нефте-водонасыщенность кернов на забое составляет 100% от объема пор. При выносе кернов на поверхность она может быть снижена лишь за счет выделения и расширения газа из остаточной нефти. Но если перенасыщенность кернов на забое составляет всего 25-30%, то газ из этой нефти не может вытеснить 35-50% от объема пор жидкости из гидрофильных кернов и тем более воды, которая удерживается в порах капиллярными силами.

И, наконец, невозможность промыва кернов за счет опережающего оттеснения нефти из-под долота фильтратом раствора становится очевидной из сопоставления скоростей бурения и водоотдачи глинистых растворов. Водоотдача обычно применяемых при бурении растворов составляет 5-12 см³ за 30 мин через поверхность в 75 см². Через 1 см² поверхности забоя водоотдача раствора с учетом большого перепада давления между забоем и пластом не превышает 0,2-0,3 см³. При пористости пласта 20% и коэффициенте вытеснения 0,5 скорость водоотдачи глинистого раствора в пласт будет не более 4-6 см/ч тогда как долото при бурении в продуктивном пласте проходит со скоростью не менее 5-6 м/ч. Как видно, скорость проходки долота не менее чем в 100 раз выше скорости водоотдачи раствора. Поэтому керн, выбуриваемый из пласта, никак не может быть промыт фильтратом раствора прежде, чем он войдет в керновую трубу.

Следовательно, промывка кернов фильтратом глинистого раствора происходит после его выбуривания, в стволе скважины, до выноса на поверхность. Процесс этот может осуществляться только под действием капиллярных сил, обусловливающих проникновение фильтрата раствора в керн, а нефти из керна в окружающий раствор. В зоне, где давление в скважине становится ниже давления насыщения, одновременно с капиллярной пропиткой происходят выделение газа из нефти и дополнительное вытеснение ее.

Таким образом, вода в керн внедряется только под действием капиллярных сил, а нефть из керна вытесняется вследствие совместного действия капиллярных сил и энергии расширяющегося газа. Исходя из такого процесса промывки кернов, становятся понятными и объяснимыми все отмеченные особенности нефтенасыщенности и водонасыщенности кернов в зависимости от проницаемости (рис.2).

3. Наиболее показательный и доступный для контроля процесс капиллярной пропитки водой нефтяного пласта наблюдается при простое или консервации обводненных эксплуатационных скважин.

В промысловой практике весьма распространены случаи, когда остановленные сильно обводненные скважины через некоторое время оказываются полностью заполненными нефтью. Бесспорно, что процесс этот протекает при встречном движении нефти и воды и всегда в нем преобладают капиллярные силы. Но когда в период простоя одних скважин другие скважины на залежи продолжают работать, можно предположить, что поступление нефти в простаивающие скважины происходит вследствие продолжающегося движения нефти в пласте к действующим скважинам, а не под действием капиллярных сил. Поэтому убедительными и однозначными данными, свидетельствующими о капиллярном характере замещения в скважинах воды нефтью, могут служить результаты по скважинам, когда совсем не было отбора нефти из залежи, т.е. в период консервации их.

Примеров полной временной консервации залежей в нефтепромысловой практике немного. Однако в Куйбышевской области проведены два таких опыта - на залежах пласта Б2 месторождении Яблоновый Овраг и Губинском месторождении.

Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев все скважины оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 5-10 ат. Когда они были введены в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть.

Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 95-99% (табл.2). Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, во всех скважинах происходило замещение воды нефтью.

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасыщенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил.

4. Еще более интересные капиллярные процессы происходят в нагнетательных скважинах. Промысловые исследования при помощи расходомера показывают определенную зависимость профиля приемистости или эффективной мощности от объема закачиваемой в скважины воды. При уменьшении его снижается "эффективная мощность и проводимость пласта" (k/h), при увеличении объема закачки, наоборот, наблюдается увеличение "эффективной мощности пласта".

Как видно из рис.3, при малом объеме закачки (600 м³/сутки) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м³/сутки приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м³/сутки, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижних. Иными словами, с увеличением депрессии на пласт произошло обращение приемистости различно проницаемых интервалов пласта. Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях (Ромашкинском, Мухановском, Покровском и др.). Исходя из законов гидродинамики (закона Дарси), объяснить это явление обращения приемистости разных слоен нельзя. В работах увеличение гидропроводности с повышением депрессии объясняется существованием в неоднороднослоистых пластах так называемого порога давления. Однако при этом остается необъяснимым обращение приемистости различных интервалов при изменениях объема закачки воды или депрессии на пласт.

Рис.3 Профиль приемистости скв. 205 пласта А3 Кулешовского месторождения при различных расходах воды. Расходомер РГД.

Эти необычные явления могут быть обусловлены и эффективно объяснены лишь проявлением капиллярных сил при закачке воды. На фронте заводнения, в данном случае на стенке скважины, вследствие образования скачка насыщенности различных фаз на границе двух сред возникает градиент капиллярного давления, направленный на выравнивание насыщенности фазами разных сред. Вследствие неоднородности пластов капиллярный градиент давления является причиной того, что при ограниченной закачке воды в скважину при невысоких гидростатических перепадах (градиентах) давления вода внедряется лишь через некоторую часть поверхности стенки скважины, а через другую часть вода не внедряется совсем или даже нефть может поступать из пласта в скважину. С увеличением объема закачки и гидростатического перепада давления капиллярный градиент давления преодолевается и вода начинает внедряться в пласт через ту часть поверхности, через которую при малом объеме закачки поступлению ее в пласт препятствовали капиллярные силы. Практически в скважине с перфорированной обсадной колонной, очевидно, в одни отверстия вода поступает, а в другие, поскольку капиллярные силы препятствуют, нет.

Данные исследования скважин пласта Б2 Губинского месторождения в период консервации в октябре-ноябре 1964г.

№скв.	До консервации											В период консервации
	Параметры режима работы				Дебит, т/сут			обводнениепообъёму,%	забойноедавление, ат	датаостановки	Датазамера	Статуровень	водонефт.раздел	нач.столб нефти	Пластовоедавление, ат	обводненность продукции после консерваци %
	насос	Глубина, м		Мощностьпласта,м	нефти	воды	жидкости					Статуровень	водонефт.раздел	нач.столб нефти
	насос	подвески	забоя	Мощностьпласта,м	нефти	воды	жидкости					Размеры в м
9	эцн160	610	745	9,4	7	215	122	96	17	1/X3/XI	13/X3/XI	170125	430481	910		97
10	эцн250	594		3	5	150	155	96		22/IX	17/X26/X7/XII	225170161	464423425	24	91,8
13	эцн250	546	961	8	8,8	212,2	221	95	48	1/X	13/X2/XI	192167	290270	26		97,2
14	эцн250	590	894	6,2	5,6	264,4	270	97,5	35	1/X	14/X12/XI	193166	310280	10		99,3
15	эцн250	575	1096	8,6	5,5	217,5	223	97	60	22/IX	16/X26/X5/XI	291192184	360284276	19	85,288,8
16	эцн160	534	1108	12,9	5,3	127,5	133	96	64	1/X	14/X10/XII	212326	245390	27	98,2
17	эцн160	620	1065	6,5	3	236	239	98,4	50	1/X	12/X27/X5/XII	182160253	226206200	9	9797
18	нгн270	530	1072	7,2	0,4	83,6	84	99,4	61	1/X	27/X15/X2/XII	170182235	214225275	5	98,297
19	нгн270	560	1104	12	0,6	59,4	60	98,9	61	1/X	17/X12/XI	201179	225203	7	98,2	99,4

Только так можно объяснить наличие нефти буквально у стенок нагнетательных скважин после прокачки огромных объемов воды и поступление сразу же нефти при самоизливе имеете с водой. Это наблюдалось также на многих месторождениях (Покровском, Кулешовском, Азнакаевской площади, Ромашкинского месторождения н др.).

Подобное явление установлено и экспериментально на линейных гидрофильных моделях пласта. При нагнетании воды был обнаружен концевой эффект на входном сечении модели пласта - вода внедрялась только через часть входного сечения, а из другой части сечения вытекала нефть во входную камеру. Затем с увеличением: закачки встречное движение нефти прекращалось, но вода по-прежнему поступала только через первоначальную обводненную часть входного сечения модели пласта.

5. И, наконец, наибольший интерес представляют промысловые данные о проявлении капиллярных сил в процессе заводнения продуктивных пластов. Показательные данные в этом отношении получены при заводнении карбонатных трещиновато-пористых пластов. В Куйбышевской области заводнение карбонатных пластов осуществляется с 1947 г. на многих месторождениях (Калиновском, Мухановском, Яблоновом Овраге, Покровском, Якушкинском и др.).

Роль капиллярных процессов в заводнении продуктивных карбонатных пластов всех этих месторождений отчетливо устанавливается сравнением скоростей движения первоначального фронта заводнения и воды с индикатором (флюоресцином) уже в заводненном пласте. Анализ результатов заводнения пластов и опытной закачки воды с различными индикаторами с целью определения направления и скорости движения воды проведен в работах.

В качестве примера можно рассмотреть наиболее ранние результаты заводнения пласта I кунгурского яруса Мухаповского месторождения. Залежь разрабатывается с 1947 г. Проницаемость пласта по керну не более 30-50 мд, по промысловым данным 200 - 250 мд. Вязкость нефти 3-5 спз. Запасы нефти около 2 млн. т. На залежи пробурено более 50 скважин с плотностью сетки 2-6 га/скв. До начала 1949 г. из залежи было извлечено примерно 12% запасов нефти - давление снизилось от начального (44 ат) до 22-26 ат. Отмечалось внедрение в залежь контурных пластовых вод. Через 1-1,5 года эксплуатации появилась вода в приконтурных скважинах. В июне 1949 г. начата опытная закачка в приконтурную скв. 19, а затем в скв.41, 102, 63, 99 на восточном участке. В октябре 1950 г. в скв. 19 была закачана вода с раствором флюоресцина. К этому времени все скважины участка (39 скважин) были в разной степени обводнены от 5-6 до 90-95%. Средняя обводненность продукции с участка составляла 43%. Вода с индикатором от скв. 19 была получена в 11 эксплуатационных скважинах (скв.62, 39, 32, 31, 61 и др.), расположенных в первом, втором и третьем рядах от контура нефтеносности на расстоянии 200-850 м от нагнетательной скв. 19. В ближайших скважинах флюорсцен был отмечен через 21-24 ч, а в дальних скважинах - через 2,5 суток после закачки его в скв. 19. Средняя скорость движения воды с флюоресцином составила 12,6 м/ч или 300 м/сутки. Повторные исследования закачки флюоресцина в скв.68, расположенную на противоположном крыле залежи, в 1951г. показали среднюю скорость движения воды 13,6 - 15,2 м/ч, или 360 м/сутки. Скорость молекулярной диффузии флюоресцина (по лабораторным исследованиям) не превышает 0,35 - 0,5 м/ч. Кроме того, флюоресцин адсорбируется породой пласта. Отбор жидкости из залежи в пластовых условиях оставался постоянным и даже в период закачки флюоресцина был меньше, чем в предшествующий период заводнения.

Аналогичные результаты были получены при исследовании скорости движения воды в заводненных пластах и всех других указанных месторождений Куйбышевской области. На Восточно-Степановском участке площадного заводнения Калиновского месторождения в 1948 г. скорость движения воды в заводненном пласте составляла 30-50 м/сутки. На месторождении Яблоновый Овраг 240 - 280 м/сутки, на Якушкинском и Покровском месторождениях 120-250 м/сутки и на месторождении Карабулак-Ачалуки 30 - 45 м/сутки. Такие скорости движения воды возможны, конечно, только в сильно трещиноватых пластах. Но скорость движения первоначального фронта заводнения на этих же месторождениях при той же трещиноватости пластов не превышала 250 - 500 м/год, или 0,65-1,5 м/сутки.

Как видно, скорость движения воды (с флюоресцином) в заводненных пластах значительно (в 50-150 раз) выше, чем скорость движения первоначального фронта заводнения - фронта вытеснения нефти водой. Если учесть более высокие фильтрационные сопротивления пластов при первоначальном заводнении за счет вязкости нефти, то и тогда это отношение скоростей движения будет не менее чем в 10-20 раз больше.

Без участия капиллярных сил в процессе заводнения продуктивных пластов невозможно объяснить столь огромную разницу в скоростях движения первоначального фронта воды и воды "меченой" флюоресцином после заводнения пластов. Очевидно, при первоначальном внедрении воды в нефтенасыщенную зону залежи происходило замедление, "торможение" движения фронта вытеснения нефти водой, которое обусловливалось капиллярной пропиткой. Вследствие трещиноватости и слоистой неоднородности пластов внедрение воды в нефтяные залежи было неравномерным с опережающим заводнением трещин и наиболее проницаемых слоев. Это можно назвать первичным охватом пластов заводнением. Между обводненными трещинами и нефтенасыщенными пористыми блоками создается скачок насыщенности и как следствие высокий капиллярный градиент давления, который направлен на выравнивание насыщенности разных сред. Под действием капиллярного градиента давления происходит пропитка пористых нефтенасыщенных блоков, т.е. вторичный, дополнительный охват заводнением пластов, а следовательно, отток воды из трещин в блоки, что и является причиной "торможения" или замедленного движения первоначального фронта вытеснения нефти водой. После заводнения наиболее крупных трещин и капиллярной пропитки прилегающих к ним окрестностей пористых блоков закачиваемая вода без замедления проходит путь от нагнетательных скважин к эксплуатационным.

Таким образом, изложенные результаты исследования скоростей движения воды в карбонатных трещиноватых пластах свидетельствуют о том, что заводнение их сопровождалось капиллярными процессами. Помимо основного заводнения, обусловленного гидростатическим перепадом давления, происходил дополнительный охвват заводнением плотных пористых блоков.

При опережающем внедрении воды по трещинам даже при установившемся течении и μ_н > μ_в эпюра давлений между контуром питания и зоной отбора такова, что давление в заводненном слое или трещине выше, чем в смежном нефтенасыщенном пористом блоке. Следовательно, в течение всего периода продвижения фронта вытеснения нефти водой из трещин между ними и нефтенасыщенными менее проницаемыми пористыми блоками существует некоторый непостоянный перепад давления. Кроме того, во всех рассматриваемых залежах до закачки воды с индикатором искусственное заводнение осуществлялось при периодически изменяющемся объеме, что также создавало попеременный перепад давления. Однако пропитка пористых блоков за период продвижения фронта вытеснения нефти водой по трещинам полностью не завершена. Достаточно сказать, что по всем указанным месторождениям достигнутая нефтеотдача при заводнении составляет 30-43%. Очевидно, глубина капиллярной пропитки блоков была небольшая.

По пласту Б2 месторождения Яблоновый Овраг межслойная капиллярная пропитка наблюдалась на конечной стадии разработки залежи в период консервации ее в 1957 г. При вводе после консервации в эксплуатацию всех скважин обводненность продукции их возросла и достигала даже 100%. Затем через 3-4 месяца обводненность стала снижаться, достигла 92% и в течение последующих 1,5-2 лет оставалась ниже, чем была до консервации. За этот период дополнительная добыча нефти составила более 12,5 тыс. т, что соответствует повышению нефтеотдачи на 0,6-0,75%. Столь значительное снижение обводненности добываемой продукции свидетельствовало о повышении содержания подвижной нефти в заводненных слоях и трещинах, т.е. о явлении "перемешивания" нефти и воды в послойно обводненном пласте.

Эти результаты могли быть обусловлены, очевидно, только проявлением капиллярных сил, т.е. межслойной капиллярной пропиткой. В результате происходил переток нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных слоев в высокопроницаемые заводненные, снижение фазовой проницаемости для воды и повышение ее для нефти.

Таким образом, капиллярные процессы происходят в самых разнообразных условиях при заводнении продуктивных нефтеносных пластов.

Рис.4 Капиллярное движение жидкости в канале переменного сечения (по М.М. Кусакову и Д.Н. Некрасову).

Наличие гидрофобных участков на поверхности пор и изменяющийся диаметр поровых каналов обусловливают так называемый капиллярный гистерезис и прерывистый характер капиллярного движения нефти и воды. На гидрофобных участках пор и расширениях поровых каналов самопроизвольное пленочное и менисковое движение воды прекращается вследствие изменения формы менисков и величины контактных углов смачивания.

Движение жидкости в каналах переменного сечения (рис.4) под давлением, возникающим на мениске, изучалось М.М. Кусаковым и Д.Н. Некрасовым. Было установлено, что самопроизвольное перемещение границы раздела жидкостей продолжается до тех пор, пока приращение потенциальной энергии по высоте (длине) канала не становится равным нулю (dU/dh=0), т.е. до отметки, на которой достигается равенство капиллярного давления гравитационному перепаду его. Эти отметки в каналах авторами названы "равновесными высотами". На рис.4 равновесные высоты фиксируются пересечением эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по длине канала.

В послойно заводненных пластах капиллярная пропитка происходит вследствие менискового внедрения воды в нефтенасыщенные слои или пористые блоки из заводненных слоев или трещин по бесчисленному множеству сообщающихся неточных поровых каналов. Причем четочный характер каналов, по которым происходит капиллярное внедрение воды, обусловливается пересечением их каналами в направлении, не совпадающем с капиллярной пропиткой. Поэтому даже при избирательной фильтрации жидкости в поровых каналах в процессе пропитки на пути движения менисков будут встречаться расширения каналов случайных размеров.

Капиллярное давление по высоте каждого канала является обратной функцией среднего радиуса канала в каждом сечении. Если ограничить радиус сечения на перекрестке каналов суммой радиусов пересекающихся каналов, то распределение капиллярного давления по высоте каналов над плоскостью водо-нефтяного контакта будет отображаться эпюрой, показанной на рис.5. Как видно, в любой плоскости, параллельной водо-нефтяному контакту, капиллярное давление в каналах различно.

Разница внутренних давлений по высоте каналов будет еще большей при наложении на эпюру капиллярных давлений энергетической неоднородности поровых каналов. Поэтому при наличии сообщаемости между каналами существует перепад капиллярных давлений. За счет этого перепада давления и возможен капиллярный противоток нефти и воды, т.е. менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону по мелким каналам с вытеснением нефти по наиболее крупным каналам в заводненные слои. Причем в один крупный поровый канал нефть может вытесняться из нескольких каналов меньшего сечения одновременно или поочередно в соответствии с балансом расхода нефти и воды и замедлением движения менисков в расширениях каналов.

Глубина проникновения или высота подъема менисков в каналах меньшего диаметра будет определяться "равновесными высотами". На рис.5 эти высоты отмечены штриховкой. Теоретически равновесных высот может быть бесконечно много.

Для каждого канала высота капиллярного подъема границы раздела нефть - вода (мениска) согласно работе определяется из соотношений:

Hpg = 2σ *cosθ/ r, r = f (h) (6)

Исходя из энергетической неоднородности пористой среды, т.е. разнород-ности смачиваемости поверхности пор, к этим соотношениям следует добавить еще одно:

cosθ = φ (h) (7)

где φ (h) - некоторая зависимость смачиваемости поверхности канала от высоты над водонефтяным контактом; f (h) - зависимость радиуса r канала от высоты над плоскостью контакта заводненных и нефтенасыщенных слоев.

Расчеты, проведенные по рассмотренной схеме (рис.5) и реальные размеры поровых каналов смачиваемости и плотности нефти и воды, показывают, что средняя минимальная равновесная высота подъема менисков в микронеоднородной пористой среде при статических условиях, т.е. за счет лишь внутренней энергии, не превышает 10-15см. Следовательно, самопроизвольная капиллярная пропитка нефтенасыщенных пористых сред и, в частности, в послойно заводненном пласте происходить может, но глубина ее незначительна. Очевидно, для преодоления менисками в четочных поровых каналах равновесных высот и увеличения глубины капиллярной пропитки необходима некоторая дополнительная внешняя энергия.

Затемненные площади рис.5, образованные пересечением эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по высоте каналов, эквивалентны дополнительной внешней энергии (работе), необходимой для преодоления мениском равновесных высот. Видимо, глубокая капиллярная пропитка нефтенасыщенных пористых сред будет происходить при условии, когда равновесные высоты будут преодолеваться мениском при помощи внешних сил. В условиях прерывистой и разнородной смачиваемости поверхности пор пленочное движение воды также возможно, только оно не обеспечивает существенной пропитки водой нефтенасыщенных слоев.

Однако смачиваемость поверхности пор переменна. Под действием внешних факторов может происходить усиление или даже инверсия смачиваемости пористой среды, для чего, очевидно, также требуется дополнительная внешняя энергия.

Как показано, капиллярная пропитка нефтеносных пластов происходит в самых разнообразных условиях заводнения и может быть довольно существенной и глубокой. Но всем наблюдаемым в реальных условиях заводнения пластов капиллярным явлениям свойственна общая аналогия - капиллярные процессы происходили при наличии избыточного или неустановившегося (переменного по знаку) давления в водонасыщенной среде. По-видимому, именно эти условия в пласте являются благоприятными для активной капиллярной пропитки. Неустановившееся состояние в пласте или избыточное давление в водонасыщенной среде, созданное искусственно при заводнении, очевидно, и представляет ту дополнительную внешнюю энергию, необходимую для преодоления менисками равновесных высот и инверсии смачиваемости гидрофобных участков поверхности пор.

Следовательно, капиллярные процессы при заводнении неоднородных нефтеносных пластов регулируемы и воздействовать на ход этих процессов можно обычными технологическими средствами.

Это подтверждается многочисленными экспериментальными исследованиями. Установлено, что с повышением гидрофильности пород уменьшается остаточная нефтенасыщенность, т.е. увеличивается полнота вытеснения нефти. Поэтому для повышения степени заводнения нефтенасыщешшх слоев и более полной отмывки нефти в послойно обводненных пластах, обладающих разнородной смачиваемостью, следует стремиться к увеличению гидрофилизации пластов.

Ряд исследований указывает на то, что гидрофильность пород можно увеличивать искусственно путем повышения давления, температуры и скорости фильтрации. В работах показано, что с повышением давления увеличивается поверхностное натяжение на границе нефти с водой, происходят уменьшение избирательного угла смачивания водой поверхности пор и увеличение капиллярного вытеснения.

Интересное явление установлено в работе. Пористая среда, обладающая разнородной смачиваемостью, не имеет на поверхности пор непрерывного слоя воды, который разорван проникшей нефтью, и на отдельных участках нефть контактирует непосредственно с поверхностью пор. При малых скоростях движения жидкости в пористой среде такая прерывистая пленка воды на поверхности пор сохраняется, однако с увеличением скорости фильтрации происходят отрыв капель нефти от поверхности пор и восстановление сплошного слоя воды. Иными словами, пористая среда, обладающая смешанной смачиваемостью, при высоких скоростях движения жидкости становится гидрофильной. Инверсия смачиваемости обусловливается искусственно созданными градиентами давления.

По-видимому, повышением гидрофилизации пласта, а следовательно, и усилением капиллярной пропитки неоднородной пористой среды при высоких скоростях вытеснения объясняются результаты работ, в которых получено, что с увеличением скорости вытеснения повышается нефтеотдача неоднородной системы за счет более полного заводнения менее проницаемых и застойных зон. Причем в работе отмечается "разрушение" застойных зон, капиллярная пропитка их при высоких скоростях движения жидкости. Наличие же внешнего перепада давления между водонасыщенной и нефтенасыщенной средами способствует преодолению менисками расширений поровых каналов при четочном строении их. Таким образом, в реальных нефтеносных пластах, обладающих слоистой макронеоднородностыо и неоднородностью внутренней структуры пористой среды, происходят капиллярные процессы, направленные на повышении водонасыщенности нефтенасыщенных слоев и увеличение нефтенасыщенности заводненных слоев. Эти процессы сопровождаются встречным движением (противотоками) нефти и воды под действием внутренней энергии пластов. Однако при стационарных условиях в пласте возможности самопроизвольной капиллярной пропитки в послойно заводненных слоях весьма ограничены. Чтобы капиллярные процессы при заводнении пластов имели практическое значение и способствовали повышению охвата пластов заводнением, требуются определенные технологические условия разработки и мероприятия по регулированию их.

Для повышения гидрофильности пластов, усиления капиллярного вытеснения нефти водой из слабопроницаемых слоев и зон в заводненные высокопроницаемые, для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов необходимо увеличивать скорости движения жидкости и создавать неустановившееся состояние давления в пластах или избыточное давление в водонасыщенных слоях. На практике это осуществимо при импульсном воздействии на пласты или цикличной закачке воды.

Выводы

Капиллярные процессы в заводнении нефтеносных пластов, имеют большое значение вследствие послойного их обводнения и неоднородности внутренней структуры пористой среды.

Четочное строение поровых каналов и переменная смачиваемость их поверхности обусловливают прерывистый характер капиллярных сил и ухудшают условия для самопроизвольной капиллярной пропитки.

Промысловыми исследованиями устанавливаются капиллярные процессы в самых разнообразных условиях заводнения: при вскрытии продуктивных пластов и выносе керна, при простое обводненных эксплуатационных скважин и закачке воды в нагнетательные, при цикличном отборе жидкости из обводненных залежей и заводнении трещиновато-пористых пластов. Во всех этих условиях капиллярные процессы сопровождались встречным движением воды в нефти (противотоком) - вода внедряется по мелким поровым каналам в нефтенасыщенные зоны, а нефть - по крупным каналам в заводненные зоны.

Самопроизвольная капиллярная пропитка в реальных условиях микронеоднородных пластов протекает медленно и на небольшую глубину.

Все наблюдаемые на практике капиллярные процессы протекают или при неустановившемся попеременно изменяющемся давлении в пластах, или при избыточном давлении в водонасыщенной среде.

Капиллярные процессы в нефтеносных пластах поддаются внешнему воздействию и регулированию обычными технологическими средствами. Благоприятные условия для глубокого капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои, блоки и зоны возникают при переменном давлении в пласте, что обусловливает нарушение равновесия капиллярных сил и способствует преодолению менисками равновесных высот. Такие условия могут быть созданы при цикличной закачке воды в пласт или цикличном отборе жидкости из пластов.

Получена характеристика капиллярных противотоков нефти и воды в пластах на основе отображения микронеоднородности пористой среды функцией распределения размеров пор и поровых каналов при избирательной фильтрации. Эта характеристика позволяет определять глубину и скорость межслойной капиллярной пропитки. Скорость капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои из обводненных уменьшается во времени.

Рассмотрен метод прогноза показателен заводнения неоднородных пластов с учетом межслойной капиллярной пропитки в заводненных зонах пластов. Получены зависимости для определения динамики коэффициента охвата заводнением пластов и содержания нефти в добываемой продукции при условии межслойных капиллярных противотоков нефти и воды. Дополнительный коэффициент охвата заводнением пластов вследствие капиллярных процессов может достигать 8-16% и более в зависимости от состояния заводнения пластов, а также физико-геологических и поверхностно-молекулярных свойств системы.

Введение

Капиллярные силы в микронеоднородной пористой среде при заводнении - это поистине "невидимые великаны".

Условия проявления капиллярных сил

В процессе заводнения нефтеносных пластов формируется весьма сложный контакт жидкостей (фаз), обладающих различной поверхностной энергией.

На границе каждой фазы возникает поверхностный слой, в котором свойства вещества отличаются от его объемных свойств. Вследствие этого поверхность раздела обладает свободной энергией F_S _, отличной от энергии объемных фаз (отнесенных к одному и тому же количеству молекул). Свободная энергия поверхности соприкосновения фаз является функцией температуры Т и площади S поверхности раздела фаз. Свободная энергия элементарной поверхности dS.

DF_S = - λ_S dT + σ dS (1), или при Т = соnst

σ = (dF_S / dS) _T₍2)

где σ - свободная энергия единицы поверхности при некоторой постоянной температуре (межфазное натяжение); λ_S - энтропия поверхности.

Стремление свободной энергии к минимуму приводит к возникновению сил, действующих тангенциально к поверхности раздела фаз и стремящихся сократить ее.

Но так как поверхность раздела фаз по периметру cоприкасается с поверхностью каких-либо каналов или пор, то величина поверхности раздела фаз зависит от характера смачиваемости жидкостями этих каналов.

Вследствие того, что поверхностные слои фаз обладают различными свойствами, в разных фазах развивается неодинаковое внутреннее давление. Разность давлений в фазах представляет собой капиллярное давление на мениске P_K_, направленное в сторону фазы, менее смачивающей поверхность каналов:

P_K = P_В - P_H = 2σ cosθ / r (3)

где P_В - внутреннее давление в более смачивающей фазе (воде);

P_H - внутреннее давление в менее смачивающей фазе (нефти);

θ - угол избирательного смачивания;

r - эффективный радиус канала.

Под действием капиллярного давления в канале постоянного сечения (радиуса) движение мениска (границы раздела фаз) будет самопроизвольным. В строго горизонтальном или в вертикальном каналах это движение должно происходить на неограниченную глубину. Высота вертикального подъема мениска в канале постоянного сечения ограничивается действием гравитационных сил.

Равновесная или предельная высота капиллярного подъема мениска в вертикальном канале равна:

h_K = 2σcosθ / r∆γ (4)

где ∆γ - разность удельных весов фаз.

Если же на пути движения мениска встречается резкое расширение канала, самопроизвольное продвижение его прекращается. Граница раздела фаз через расширение канала может продвинуться только под действием внешнего давления, превышающего капиллярное в расширенном сечении, которое становится противоположным по знаку, т.е. направлено в сторону более смачивающей фазы. Это приводит к тому, что в четочных каналах равновесная высота самопроизвольного подъема мениска значительно меньше, чем в каналах постоянного сечения.

Кроме того, мениск, поднятый в четочном канале выше равновесной высоты, например под действием внешнего давления, не опустится до равновесного уровня, а будет оставаться в этом положении вследствие той же причины - изменения направления капиллярного давления в расширенных сечениях каналов. Эти положения отражены графически на рис.1. Следовательно, в каналах переменного сечения капиллярные силы имеют прерывистый характер.

Р_K = Р_CM - Р_H = 2σ cosθ / r, Р_K = 2σ cosθ / (r₁ + r₂)

Это наглядно иллюстрируется простым опытом. Гидрофильную пористую среду одной плоскостью привести в соприкосновение с водой; уровень капиллярного подъема воды в пористую среду составит h₁ от поверхности воды. Если же пористую среду сначала погрузить в воду, а затем поднять до соприкосновения с водой лишь нижней плоскости или совсем вынуть из воды, то уровень воды в пористой среде опустится до высоты h₂, которая будет в несколько pаз больше h₁.

Теперь следует уяснить характер и структуру среды, в которой протекают капиллярные процессы при заводнении пластов. Продуктивные нефтеносные пласты обладают макронеоднородностью или слоистостью. Вследствие этого заводнение пластов, особенно на фронте внедрения воды, носит довольно четкий послойный характер. На границе заводненных и нефтенасыщенных слоев возникает резкий скачок насыщенности, который обусловливает большой перепад капиллярного давления. Следовательно, первым направлением капиллярных процессов является вертикальная пропитка водой нефтенасыщенных слоев из смежных заводненных. Экспериментальные исследования указывают не только на возможность, но и на активность подобных процессов, хотя условия исследований, конечно, не вполне соответствовали реальным нефтяным пластам.

Процесс капиллярной пропитки, как и вообще капиллярное вытеснение менее смачивающей жидкости более смачивающей, - это отражение в интегрированном виде движения менисков в отдельных поровых каналах. Поэтому значение капиллярных процессов нельзя выяснить без правильного представления микроструктуры пористой среды. В работах проведено обстоятельное обобщение исследований внутренней структуры пористых сред и показано, что наиболее представительной моделью пористой среды может служить капиллярная модель. Микроэлемент пористой среды можно представить в виде "связки" капиллярных каналов разного диаметра, концы которых соединены в один узел. Иными словами, пористую среду можно рассматривать как множество капиллярных четочных каналов различных размеров, но постоянного сечения между узлами. Такая модель пористой среды была использована для объяснения явлений капиллярных противотоков нефти и воды в промысловых условиях.

Следовательно, при избирательной фильтрации жидкости в пористой среде отдельные норовые каналы обладают различной фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее мелких поровых каналах, обладающих большим фильтрационным сопротивлением, и в каналах, не совпадающих с направлением движения фронта. Поэтому вторым направлением действия капиллярных сил являются пропитка, замещение нефти водой в наиболее мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные обводненные каналы.

До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Формирование нефтяных залежей осуществлялось за счет вытеснения воды нефтью, т.е. менее смачивающей жидкостью. Следовательно, на поверхности пор первоначально оставалась непрерывная пленка воды. Однако, как уже отмечалось, в работах показано, что эта пленка длительное время существовать не может. Под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходят разрыв ее и частичное оттеснение воды от поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов становится неоднородной не только по диаметру (сечению), но и по характеру смачиваемости: наряду с гидрофильной появляются участки с гидрофобной поверхностью. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз (мениски) будет находиться под влиянием различного баланса энергии.

В этих условиях, когда норовые каналы не только непостоянны по своему сечению, но и обладают различной смачиваемостью поверхности, капиллярные силы имеют резко прерывистый характер, а условия для самопроизвольной глубокой пропитки резко ухудшаются.

В работе показано, что самопроизвольная капиллярная пропитка пористой среды прекращается, если угол избирательного смачивания θ становится равным или больше 60°. В пористой среде со смешанной (гидрофильной и гидрофобной) смачиваемостью осредненный угол смачивания при движении мениска, очевидно, будет не менее 60°.

Первоначальное распределение насыщенности неоднороднослоистых пластов в реальных залежах, очевидно, отражает капиллярное равновесие, которое установилось при более высокой "связанной" водонасыщенности менее проницаемых слоев и наименьшей водонасыщенности высокопроницаемых слоев. В послойно заводненном же пласте при его разработке высокопроницаемые слои оказываются заводненными (водонасыщенными), а менее проницаемые слои остаются нефтенасыщенными. Исходя из физических представлений о стремлении двухфазной системы к уменьшению и даже исчезновению капиллярного перепада давления на контакте слоев, следовало бы ожидать постепенного перехода от насыщенности заводненных слоев к насыщенности менее проницаемых нефтенасыщенных слоев. Однако даже длительный контакт заводненных и нефтенасыщенных слоев в реальных условиях не обусловливает выравнивания их насыщенности. Скачок насыщенности остается.

Следовательно, капиллярная пропитка в послойно заводненных слоях и особенно на фронте заводнения или не реализуется совсем или условия для нее сильно затруднены и она происходит очень медленно. Вместо с тем капиллярные процессы в реальных нефтеносных пластах могут происходить и при некоторых условиях протекают весьма активно.

Дата: 2019-05-28, просмотров: 262.

12 3 4 5 Следующая ⇒