3. О механизме капиллярной пропитки в реальных нефтеносных пластах

Теория и механизм капиллярных процессов в пористых средах изучались в работах. На основе экспериментальных и промысловых исследований нами сделана попытка выяснить лишь элементы механизма - направление линий тока при капиллярнойпропитке и условия преодоления прерывистости капиллярных сил в пористой среде.

Для выяснения этих вопросов полезно отметить одно не имеющее удовлетворительного объяснения явление. Не вызывает сомнения, что пласты, занимаемые современными залежами нефти, первоначально были полностью водонасыщенными и гидрофильными. В период формирования нефтяных залежей, следовательно, происходило вытеснение воды нефтью, т.е. вытеснение более смачивающей поверхность пор жидкости менее смачивающей. Причем образование нефтяных залежей в структурных ловушках произошло при однократном замещении объема воды нефтью. И тем не менее нефтенасыщенность неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача их при вытеснении воды нефтью достигла 90-94%. Даже из наименее пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70 - 80% воды, а слоев, линз и зон, не охваченных "занефтением" (противоположно заводнению), в объеме нефтяных залежей, как правило, не наблюдается, т.е. коэффициент охвата пласта "занефтением" равен единице.

В процессе же разработки нефтяных месторождений при вытеснении менее смачивающей жидкости (нефти) более смачиваемой (водой) нефтеотдача в лучших физико-геологических условиях не превышает 0,0-0,65, в заводненных слоях коэффициент вытеснения не превышает 0,7-0,8, а коэффициент охвата заводнением значительно меньше единицы (0,6 - 0,85) даже при многократнойпромывке залежей водой.

Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднороднослоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой? Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах? По-видимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение объема заложи в полном соответствии с проявлением сил тяжести. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обуславливаться различного рода колебаниями пласта и изменениями структуры пористой среды - тектоническими и колебательными процессами в земной коре, динамическим метаморфизмом пластов, пластической необратимой деформацией пористой среды и др.

На основе многочисленных и разнообразных исследований капиллярных процессов от отдельных поровых каналов до реальных продуктивных пластов можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде под действием внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий, по-видимому, невозможно. Вместе с тем доказано, что движение нефти и воды в пористой среде обуславливается не только природными физико-геологическими свойствами системы нефть - вода - порода, но и внешними факторами: величиной давления, скоростью фильтрации, температурой и др. Следовательно, и механизм и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными и нерегулируемыми. Наиболее доступно для воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях, очевидно, изменение давления и скорости фильтрации, которые поддаются регулированию при разработке нефтяных залежей. Можно определить, какое состояние этих внешних факторов - установившееся или неустановившееся - благоприятствует проявлению капиллярных процессов при заводнении.

Микроскопическими исследованиями процесса заводнения гидрофильных пород установлено, что вытеснение нефти водой за счет поверхностно-молекулярных сил может происходить в двух формах (видах):

1)вытеснение нефти, вызванное течением воды по пленке, находящейся на гидрофильной поверхности пор, - пленочное внедрение воды в нефтенасыщенную зону пласта;

2)вытеснение нефти из мелких поровых каналов, соединенных с крупными порами, движущимися менисками, - менисковое вне- дрение воды в нефтенасыщенную зону пласта.

В послойно заводненном пласте капиллярное движение нефти и воды обоих этих видов обусловливает выравнивание насыщенности заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах отдельных поровых каналов. По поверхности каналов вода внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной части их нефть движется во встречном направлении в водонасыщенную зону. Менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону происходит по каналам меньшего диаметра (сечения), нефть из них вытесняется в более крупные каналы, а по ним - в заводненную зону.

В реальных условиях нефтеносных пластов, т.е. с четочной структурой и неоднородной внутренней энергетической характеристикой (изменчивой смачиваемостью) поровых каналов, этот процесс капиллярного движения жидкостей значительно усложняется.

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 rканала 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 капиллярнойпропитки необходима некоторая дополнительная внешняя энергия.

Затемненныеплощади рис.5, образованныепересечением эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по высоте каналов, эквивалентны дополнительной внешней энергии (работе), необходимой для преодоления мениском равновесных высот. Видимо, глубокая капиллярная пропитка нефтенасыщенныхпористых 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 отмывкинефти 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.

4. Характеристика капиллярных противотоков в микронеоднородной пористой среде

На основе экспериментальных и промысловых исследований было показано, что капиллярные процессы при заводнении нефтеносных пластов сопровождаются встречными движениями, противотоками нефти и воды. В работе получены экспериментальные зависимости для расхода, скорости и глубины капиллярной пропитки.

Рис.6 Схема микронеоднородной пористой среды, мсжслойных и капиллярных противотоков нефти и воды и вытеснения остаточной нефти при p_k - p_c ≠ const

Аналогичные зависимости можно получить и аналитическим путем. Как уже отмечалось, исследованиями установлено, что микронеоднородность пористой среды может выражаться некоторой функцией распределения пор по размеру F (δ). Для песчаника, например, распределение пор по размеру подчиняется нормальному или логарифмически нормальному закону с диапазоном изменения размеров пор от нуля до 500 мки более. В этих условиях, исходя из классической зависимости между капиллярным давлением и размером поровых каналов, очевидно, что при капиллярном межслойном противотоке внедрение воды в нефтенасыщенные слои происходит по наиболее мелким, а переток нефти по более крупным поровым каналам (рис.6). Расход жидкости и скорость внедрения воды при капиллярной пропитке можно выразить через функцию распределения размеров пор.

Плотность вероятности распределения размеров пор при логарифмически нормальном законе описывается выражением

f (δ) = (8)

где δ - размер, или сечение, поровых каналов; σ - стандартное отклонение; lnε - среднее значение lnδ.

Функция распределения размеров пор

F (δ) = f (δ) d (δ) (9)

Связь между средней проницаемостью среды k_ср и размерами поровых каналов устанавливается в виде

(10)

где Г₀ = χ / l - коэффициент извилистости, т.е. отношение длины пути χ, пройденного жидкостью, к геометрической длине l пористой среды.

Фактически коэффициент извилистости Г₀ отображает избирательный характер фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде и, следовательно, может выражаться через плотности вероятности распределения размеров пор, т.е.

Г_o = f (δ) _max / f (δ) _{i (} 11)

Можно полагать, что в процессе капиллярной пропитки фильтрация жидкости происходит избирательно, как и при движении за счет внешнего перепада давления. Тогда в любом сечении пласта, нормальном направлению капиллярной пропитки, поры с размерами 0 ≤ δ≤δ_{i ,} . будут затоплены водой, а с размерами δ≤ δ_i ≤ δ_шах нефтенасыщенны (рис.7). Причем суммарный расход жидкости через любую такую плоскость равен нулю, т.е.

q_в = - q_н = [Sk_гар (∆p_k ± h∆γ)] / μ_cp h_cp Г₀ (12)

где k_гар - средняя гармоническая проницаемость по линии тока жидкости, определяемая по формуле:

k_гар = 2/ (1/k_{ср. в} + 1/ k_{ср. н} ) (13)

Рис.7 Распределение размеров пор в песчанике, k= 1д, m= 18,4% (по В.Н. Николаевскому и А.Ф. Богомоловой)

1 - размеры пор, в которые внедряется вода;

2 - размеры пор, из которых вытесняется нефть.

k_{cp . в} , k_{cp . н} - средняя проницаемость поровых каналов, соответственно заполненных водой и нефтью; ∆р_к -разность средних капиллярных давлений в водонасыщенных поровых каналах и нефтенасыщенных:

∆р_к = р_{к. в} (0÷δ_i ) - р_{к. н} (δ_i ÷δ_max ) (14)

δ_{ср. в} , δ_{ср. н} - средние значения размеров водонасыщенных и нефтенасы-щенных каналов, определяемые соотношениями

(15)

δ_i - размер самого крупного порового канала, затопленного водой; h - глубина (высота) капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенный слой; ∆γ - разность удельных весов воды и нефти; т_в и т_н - пористость заводненных и нефтенасыщенных поровых каналов соответственно; μ_ср = (μ_н + μ_в ) /2 - средняя вязкость жидкости по пути фильтрации; S - площадь поверхности фильтрации.

В формулах (13) и (15) k_{cp . в} и k_{cp . н} определяются из соотношения (10) при замене пределов интегрирования в числителе от 0 до δ_i и от δ_i до δ_max соответственно.

Капиллярный перепад давления при капиллярном противотоке значительно проще можно определить другим путем. По распределению размером пор можно получить распределение капиллярного давления, которое ввиду обратной зависимости капиллярного давления от размера пор будет выражаться ввиде:

F (p_k ) = 1 - F (δ ₎ (16)

Статистическое среднее значение капиллярного давления в микронеоднородной пористой среде можно определить через функцию распределения:

(17)

где р_к0 - капиллярное давление в самых мелких поровых каналах;

р_кт - капиллярное давление в самых крупных каналах (трещинах).

Для определения перепада капиллярных давлений при противотоке необходимы средние значения их для заводненных р_кв , нефтенасыщенных р_кн каналов, которые равны:

(18)

(19)

где α=4σcosθ; р_к , р_{к i} и р_кт капиллярные давления соответственно в поровых каналах с размером δ_min , δ_i и δ_mах.

Теперь можно определить глубину капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои, застойные зоны и линзы. Из условия материального баланса

q_в t= Sh_cp η_в δ_{ср. в} /δ_ср = Vη_в η_o (20)

Из соотношений (12) и (20) можно получить зависимость для глубины пропитки пористой среды при капиллярном противотоке без учета гравитационных сил:

(21)

η_{в -} коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных каналах;

η₀ = δ_{ср. в} /δ_ср - коэффициент охвата заводнением нефтенасыщенных слоев при капиллярном противотоке.

Остальные параметры к_гар , Г₀ , δ_ср и ∆р_к определяются по соотношениям (13), (11), (15), (18) и (19). Подставив их в (21) и приняв m_в


29-04-2015, 00:55