К оглавлению

УДК 622.276.34

Исследование вытеснения нефти при различной начальной нефтенасыщенности

В. В. ПАНИКАРОВСКИЙ (Главтюменьгеология)

Одна из важных задач при подсчете извлекаемых запасов - определение коэффициента вытеснения нефти. Для ее решения используются как геофизические, так и лабораторные исследования керна в условиях, приближенных к пластовым. Сложность в определении данного параметра возникает из-за различного характера насыщения коллекторов пластовыми флюидами.

Месторождения Западной Сибири имеют сравнительно молодой возраст формирования залежей, и для них характерно наличие значительных зон недонасыщения, разделяющих водоносные зоны и зоны предельного нефтенасыщения. По мнению В.П. Санина (1978 г.), мощности таких зон на отдельных месторождениях Нижневартовского свода могут достигать 10-12 м. Сведения о водонасыщенности коллекторов, полученные по данным прямого и косвенных методов, также подтверждают данное положение.

Для обоснования коэффициентов нефтеотдачи по отдельным пластам и залежам используются лишь коэффициенты вытеснения зон предельного нефтенасыщения, определенные в лабораторных условиях, а для нижележащей зоны такие исследования, как правило, не проводятся. Однако при значительных линейных размерах залежей месторождений в зонах недонасыщения могут быть сосредоточены существенные извлекаемые запасы нефти.

Изучение влияния начальной нефтенасыщенности на коэффициент вытеснения выполнено нами в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на образцах естественных песчаников и алевролитов пласта Ю₁ Урьевского и Ершового месторождений с моделированием пластовых условий вытеснения нефти водой. В процессе проведения опытов образцы с близкой проницаемостью (0,01-0,016 мкм²) и известной начальной нефтенасыщенностью собирались в составные колонки. Остаточная водонасыщенность образцов моделировалась методом центрифугирования, но при этом менялись время и режимы центрифугирования. Вытеснение нефти из образцов керна производилось сеноманской водой с соблюдением пластовых скоростей продвижения ее.

Полученные зависимости (рисунок) подтверждают положение о том, что с повышением гидрофильности пород уменьшается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается полнота вытеснения нефти(Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.).

При заводнении гидрофильных пород вытеснение нефти из пор водой может происходить либо при внедрении ее по пленке воды, содержащейся в порах, либо за счет вытеснения нефти из мелких пор при движении менисков воды. При увеличении водонасыщенности пористой среды увеличивается количество мелких пор, занятых водой, а нефть накапливается только в крупных порах, что способствует ее более полному вытеснению. Остаточная нефтенасыщенность в данных условиях имеет более низкие значения, чем для случая, когда водонасыщенность сохраняется на уровне остаточной. Обратный процесс снижения водонасыщенности способствует накоплению нефти в мелких порах и росту содержания остаточной нефтенасыщенности.

Характер зависимости  позволяет сделать вывод, что начальная нефтенасыщенность существенно влияет на коэффициент вытеснения (см. рисунок, а).

Таким образом, даже в пределах одного стратиграфического горизонта коэффициенты вытеснения нефти зон насыщения могут значительно различаться. При определении коэффициента нефтеотдачи различных пластов и залежей следует учитывать коэффициенты вытеснения не только зон предельного нефтенасыщения, но и зон недонасыщения.

Рисунок Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой b от водонасыщенности S_B (а) и остаточной нефтенасыщенности a от водонасыщенности S_B (б).

1 - пласт Ю₁ Ершового месторождения; 2 - пласт Ю₁ Урьевского месторождения