К оглавлению

Изучение нефтеотдачи неоднородных пористых сред

Ш.К. ГИМАТУДИНОВ

Систематические исследования нефтеотдачи пластов на Туймазинском месторождении позволили высказать предположение о том, что применение пресной воды при законтурном и внутриконтурном заводнении может привести к снижению суммарной нефтеотдачи пластов [1, 2, 3]. Установлено, что нефтеотдача полнее на тех участках, где нефтеносные песчаники промываются большим количеством пластовой минерализованной воды. Это трудно объяснить с точки зрения укоренившихся понятий о механизме вытеснения нефти водой из пористых сред.

Классическая теория моющего действия вод различного состава и учение о смачивании также прямо не отвечают на вопрос о том, почему собственные минерализованные воды лучше вытесняют нефть из пласта, чем пресные.

Есть основания полагать, что и многие другие представления в области физики и физико-химии вытеснения нефти водой, считающиеся до сих пор достоверными, так как подтверждены многочисленными лабораторными опытами, в сущности действительны только для тех условий, в которых поставлены опыты. Большинство лабораторных исследований физики вытеснения нефти из пористых сред проведено на однородных пористых средах без соблюдения условий физического и физико-химического подобия. Это послужило, по-видимому, основной причиной некоторых серьезных расхождений между теорией и практикой вытеснения нефти из пластов.

Параметры подобия, которые необходимо соблюдать при проведении опытов, можно разделить на две группы. Одни из них обусловливают минимально допустимые размеры лабораторных моделей и динамику вытеснения, другие определяют условия подобия физических и физико-химических свойств модели и естественного пласта [4].

Опыты, проведенные в Лаборатории физики пласта МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, показывают, что нарушение первой группы параметров приводит к расхождению чаще всего лишь в количественных результатах опытов. Отклонения же физических и физико-химических свойств модели от свойств естественных пластов сопровождаются полным нарушением и количественных, и качественных зависимостей. Особое значение имеет воспроизведение неоднородности физических свойств пород естественных коллекторов.

Предполагается, что большинство песчаных коллекторов нефти образовалось в изменчивой прибрежной зоне осадконакоплений (неритовой области), характеризующейся большим разнообразием осадков (пески, илы, ракушечник, глины, сланцы), которые подвержены быстрым изменениям текстуры и минерального состава по вертикали и горизонтали [5]. Поэтому многие залежи нефти характеризуются сложным строением пластов и изменчивостью физических свойств пород по площади залегания пород и по вертикали. Следовательно, лабораторные модели неоднородных пластов в виде слоистых грунтов, сложенных несколькими однородными пропластками, не воспроизводят сложного строения естественных пластов.

В работе И.М. Муравьева и др. [6] показано, что наряду со слоистым строением по вертикали одним из распространенных видов неоднородности естественных коллекторов является местная изменчивость физических свойств пород по площади их залегания. Поэтому необходимо схематизировать естественные пласты в лабораторных условиях образцами, обладающими одновременно и слоистым строением по вертикали, и неоднородностью физических свойств по горизонтали.

В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП смоделирован пласт, обладающий местными изменениями физических свойств пород [6]. Опыты проводились как с однослойными, так и с двухслойными образцами песчаника с разреженным шахматным расположением участков малой проницаемости (см. рисунок). При средней величине проницаемости образцов (0,7- 0,9 дарси) один из пропластков двухслойных песчаников был сложен участками с проницаемостью 1,1 и 0,45 дарси, а другой - 0,45 и 0,3 дарси. Вместо нефти использовали 10%-ный раствор нефти Яринского месторождения в керосине. Среднее содержание остаточной воды (25%-ный раствор NaCl) в образцах- 20% от объема пор. Образцы к опыту готовились так же, как описано в статье [7]. Опыты проводились для определения нефтевымывающих свойств вод и уточнения механизма вытеснения нефти из неоднородных пористых сред водой, в частности, для выяснения роли процессов капиллярного проникновения воды в нефтяную часть пласта. Все опыты ставили при равных условиях, исключая состав вытесняющей воды. Скорость вытеснения во всех опытах составляла 0,6-0,7 м/сутки. Результаты опытов представлены в табл. 1 и 2.

Результаты опытов показали, что концентрированные соленые воды при вытеснении нефти из неоднородных пористых сред обладают значительно лучшей нефтевымывающей способностью, чем щелочная и водопроводная вода. В случае однородных пористых сред обычно получают обратный результат. Последнее можно объяснить специфическими особенностями механизма вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред. Возникновение неровного (рваного) водо-нефтяного контакта - основной результат местной неоднородности пород. Суммарная длина водо-нефтяного контакта при этом значительно увеличивается, и роль процессов капиллярного проникновения воды в нефтяную часть пласта и капиллярного перераспределения нефти и воды в пористой среде значительно возрастает.

Ранее предполагалось, что капиллярное впитывание воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки способствует увеличению нефтеотдачи неоднородного пласта. Опыты показали, что процесс капиллярного впитывания воды в нефтяную часть пласта отрицательно сказывается на величине нефтеотдачи [8]. Вследствие капиллярного впитывания в пограничных областях охваченных водой участков происходит интенсивное образование водонефтяных смесей. Эффективность же заводнения под действием капиллярных сил очень низка, а образующиеся при этом смеси сильно затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой.

Таким образом, мениск, развивающий высокое капиллярное давление, в неоднородной пористой среде способствует значительному уменьшению нефтеотдачи вследствие интенсивного формирования под действием капиллярных сил трудно вытесняемых водонефтяных смесей. Поэтому лучшими нефтевымывающими свойствами в случае неоднородных пород обладают воды с низкой величиной натяжения смачивания σ cosθ, приближающейся к нулю.

Отклонение величины натяжения смачивания от нуля способствует возникновению капиллярного давления с положительным или отрицательным знаком, уменьшающего нефтеотдачу. Вследствие этого при вытеснении из неоднородных образцов малополярных нефтей восточных месторождений щелочными водами, которые обладают высокими значениями натяжения смачивания, наблюдаются особенно низкие нефтеотдачи. Московская водопроводная вода, приближающаяся по свойствам к подрусловым водам Туймазинского района, также обладает высоким значением натяжения смачивания и значительно хуже вытесняет нефть из неоднородных образцов, чем концентрированные соленые воды. Следует отметить, что при опытах поддерживалась высокая скорость вытеснения (0,6-0,7 м/сутки) и гистерезисные явления способствовали уменьшению интенсивности процессов капиллярной пропитки. При малой скорости вытеснения плохие нефтевымывающие свойства водопроводной воды должны проявиться еще более отчетливо.

Концентрированные соленые растворы, несмотря на высокое поверхностное натяжение на границе с нефтью, обладают в пористой среде, насыщенной малополярными нефтями, низкими значениями натяжения смачивания σ cosθ, так как угол их избирательного смачивания поверхности пород близок к 90°. Последнее подтверждается опытами по капиллярной пропитке кернов растворами поваренной соли, которая очень медленно, но все же проникает в тонкие образцы, насыщенные нефтью, под действием капиллярных сил. В этих условиях и гистерезисные явления, по-видимому, мало влияют на величину натяжения смачивания, и поэтому нефть вытесняется концентрированными солеными водами в условиях, когда мениск нейтрален и вредные процессы образования водонефтяных смесей в зоне их контакта значительно ослаблены.

Можно полагать, что аналогичными свойствами обладают и собственные пластовые воды Туймазинского месторождения, поэтому они значительно лучше должны вытеснять нефть, чем пресные воды. Только повышенной величиной вязкости соленых вод по сравнению с вязкостью пресных это явление не может быть объяснено, так как разница их вязкостей весьма незначительна. Кроме того, лабораторные опыты показывают, что щелочные и пресные воды всегда лучше вытесняют нефть из однородных пористых сред, чем жесткие соленые воды, несмотря на некоторое различие их вязкости. По-видимому, влияют поверхностные и капиллярные явления, которые протекают различно в неоднородных и идеализированных однородных пористых средах. Необходимо усиленно развивать принципы моделирования неоднородных пористых сред и изучать закономерности вытеснения в условиях, максимально приближающихся к пластовым. При этом следует обратить особое внимание на схематизацию и воспроизведение неоднородных свойств естественных коллекторов - одного из важнейших звеньев пластовой системы.

В результате можно сделать следующие выводы.

1. Изучение процессов вытеснения нефти из неоднородных пористых сред позволяет уточнить механизм нефтеотдачи естественных коллекторов.

2. Моющее действие вод при вытеснении нефти из гидрофильных пористых сред тесно связано с капиллярными процессами перераспределения жидкостей и явлениями пропитки.

3. Концентрированные растворы поваренной соли, обладающие низкими значениями натяжения смачивания, приближающимися к нулю, лучше вытесняют нефть из неоднородных образцов, чем пресные и щелочные воды с высокими положительными значениями натяжения смачивания.

ЛИТЕРАТУРА

1. Золоев Т.М. Еще раз о нефтеотдаче. Геология нефти и газа, 1959, № 6.

2. Золоев Т.М., Кобелева В.А., Шемдыбаева Н.А. Темпы и полнота выработки залежи нефти. Нефт. хоз., № 10, 1958.

3. Золоев Т.М. О нефтеотдаче пластов. Геология нефти и газа, 1958, № 6.

4. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Вопросы динамики и разработки нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, вып. XII, Гостоптехиздат, 1958.

5. Леворсен А.И. Геология нефти. Гостоптехиздат, 1958.

6. Муравьев И.М., Гиматудинов Ш.К., Евгеньев А. Е. Изв. высших учебных заведений. Нефть и газ, № 5, 1961.

7. Евгеньев А.Е. Изв. высших учебных заведений. Нефть и газ, № 6, 1961.

8. Гиматудинов Ш.К. Изв. высших учебных заведений. Нефть и газ, № 11, 1961.

МИНХ и ГП им. И. М. Губкина

Таблица 1 Зависимость нефтеотдачи неоднородного(двухслойного) песчаника от состава вытесняющей воды

Состав вытесняющей воды	Поверхностное натяжение на границе с моделью нефти, эрг/см^2	Интенсивность капиллярной пропитки^1	Нефтеотдача, %
			за безводный период	конечная
1 %-ный раствор	20,4	Высокая	47,4	49,5
20%-ный раствор	22,4	Слабая	55,5	59,1
Водопроводная вода	22,0	Средняя	52,4	54,9

Интенсивность капиллярной пропитки «высокая» означает, что начальная скорость проникновения в керн толщиной 5 мм, насыщенный моделью нефти, составляет более 1 м/ сутки, «слабая» - менее 0,2-0,4 м/сутки.

Таблица 2 Зависимость нефтеотдачи неоднородного(однослойного) песчаника от состава вытесняющей воды ¹

Состав вытесняющей воды	Поверхностное натяжение на границе с моделью нефти, эрг/см^2	Интенсивность капиллярной пропитки	Нефтеотдача ,
			за безводный период	конечная
1 %-ный раствор	28	Высокая	59,0	60,0
20%-ный раствор	30	Слабая	67,0	68,0

Средняя проницаемость образцов 1,2 дарси, проницаемость различных участков 0,9 и 1,4 дарси. В качестве модели нефти использован 5%-ный раствор туймазинской нефти в лигроине.

Рисунок Схема строения двухслойного неоднородного песчаника с разреженным шахматным расположением участков малой проницаемости.

1,2 и 3 - участки с проницаемостью 0,3, 0,45 и 1,1 дарси.