ПНП_1

Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением:
где Sy –удельная поверхность; т - пористость; k - проницаемость;
G –эмпирический коэффициент, равный (7-10)х103 для разных коллекторов.
Эта характеристика имеет большое значение для применения физико-химических методов ПНП, так как любые химические растворы, находясь длительное время в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая про­цессы адсорбции химических реагентов, деструкции молекул. ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др.

Важная характеристика микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов - смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависят специфика вытеснения нефти водой и различными реагентами, состояние и распределение остаточной нефтенасыщенности в пласте и доминирующая цель воздействия на пласт, направленного на снижение остаточных запасов нефти.
Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный уrол между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой поверхностью
где σнт – энергия поверхности раздела (энергия поверхнос-тного натяжения) нефть-твердая порода, дин/см;
σвт – то же, раздела вода-твердая порода, дин/см;
σнв – то же, раздела нефть-вода, дин/см;
θс – угол поверхности контакта нефть-вода-твердая порода (краевой угол смачивания), замеренный по воде, в град.

Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости поверхности пор и пр.
Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирую­щим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием.

Реальные нефтеносные пласты характеризуются макронеоднородностью по крайней мере трех основных видов - расчлененностью непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по простиранию. Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вызывают неравномерность потоков жидкости и помехи для извлечения нефти, снижающие охват пластов рабочим агентом.
Расчлененность пластов в нефтепромысловой геологии принято выражать различными коэффициентами – песчанистости, расчлененности, непрерывности и др.

Коэффициент расчлененности Кр представляет собой отноше­ние числа проницаемых пропластков во всех скважинах п
к числу скважин N
Коэффициент песчанистости Кп - это отношение суммы толщин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта во всех скважинах Н:
Коэффициент непрерывности пластов Кн есть отношение суммы толщин проницаемых пропластков, встречаемых во всех скважинах (по корреляции, hi непр), к сумме толщин всех выделенных проницаемых слоев, линз и пропластков во всех скважинах h:

Вязкость нефти в пластовых условиях – основное свойство, определяющее ее подвижность в пористой среде. Скорость фильтрации и расход (дебит) жид­кости обратно пропорциональны вязкости нефти при прочих одинаковых условиях.
Гидропроводность пласта выражается отношением произведения проницаемости и толщины пласта к вязкости нефти.
Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа·с принято относить к трудноизвлекаемым.
Вязкость нефти в разрезе одного месторождения может существенно (в десятки и сотни раз) различаться для разных залежей и пластов.
Так как вязкость пластовой нефти важнейшая для обосно­вания методов разработки характеристика, требуется тщательное ее определение по всему объему залежей.

Начальная нефтенасыщенность пластов. Пористая среда продуктивных нефтеносных пластов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. В пластах недонасыщенных нефтью величина остаточной и связанной водонасыщенности различаются.
Широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной удельной поверхностью породы и распределением размера пор.
Распределение нефти и воды в порах определяется характером смачиваемости поверхности пор: в гидрофильных коллекторах вода пленкой покрывает зерна все более мелкие поры и сужения пор, а нефть - все остальные, более крупные поры и центральные части пор. Насыщенность и водой, и нефтью непрерывна. При длительном залегании нефти в пористой среде часть поверхности крупных пор оказалась в контакте с нефтью и гидрофобизовалась. Поэтому в большинстве случаев реальные нефтеносные коллекторы обладают смешанной смачиваемостью.
В случаях преимущественно гидрофобных коллекторов вода занимает наиболее крупные поры и насыщенность водой прерывиста.

Силы, действующие на нефтяную залежь и внутри нее:
гидростатическое давление, напор контурных вод;
горное давление - вес вышележащих горных пород;
давление газовой шапки;
силы упругости нефти, газа, воды и породы;
гравитационные силы;
капиллярные силы (натяжение смачивания) между флюидами и породой;
молекулярные силы между флюидами и породой.
При нарушении природного равновесия этих сил в результате вскрытия пласта и снижения давления начинается сложнейшее их проявление - преобладание одних и подавление других и, как следствие, движение жидкостей и изменение насыщенности пористой среды.
Режимы вытеснения нефти:
естественные (первичные): упругий – изменение объема породы и флюидов под действием давления, зависит от величины сжимаемости; растворенного газа – вытеснение за счет энергии расширения газ при снижении давления ниже давления насыщения; упруго-водонапорный – напор контурных вод; расширения газовой шапки – перемещение газо-нефтяного контакта, гравитационный - существенный приток нефти только в случае большой толщины нефтяного слоя, боль­шого наклона высокопроницаемого пласта и свободной поверхности нефти, могут играть очень большую роль при других режимах;
искусственные (вторичные): различные виды поддержания пластового давления закачкой воды, газа, водогазовое смеси.

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде не­ смешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения непрерывно контролируется капиллярным давлением (разность давлений в несмачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском), которое зависит от межфазного натяжения на границах раздела нефти и воды, смачи­ваемости коллектора и размеров пор
где Рк -капиллярное давление в поровом канале; σ – поверхностное натяжение между нефтью и водой, стремящееся уменьшить поверхность их контакта; θ - контактный угол смачивания поверхности пор смачивающей жидкостью (водой); r - средний радиус порового канала.
Капиллярные силы - основная причина, удерживающая нефть в неоднородной пористой среде -обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон препятствуют притоку нефти из пласта в скважину.

Продвижение фронта вытеснения в однородной модели пласта при Мо>50 (вязкостное языкообразование)
Qн – накопленный объем добытой нефти в % от объема пор пласта; Qнаг –накопленный объем закачанной воды;
Vпор – объем пор пласта.

Продвижение фронта вытеснения в трехслойной модели пласта:
а - πо =1.6, безводная нефтеотдача 32,1%; б - πо =60.0, безводная нефтеотдача – 33.0%

В микронеоднородной пористой среде нефть вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной из мелкопористых частей пласта. В гидрофильной пористой среде за фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть вытесняется водой из мелких пор в крупные. Для энергетического равновесия и обеспечения минимума свободной энергии происходит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе вода занимает мелкие поры (сужения), а нефть переходит в круп­ные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул. В таком состоянии будут наименьшими поверхность кон­такта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что
характерно практически
для всех нефтеносных
пластов, то остаточная
нефть может оставаться
в порах в виде пленки.
-

У гидрофобной поверх­ности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокированные водой в крупных порах (капиллярными силами), основная причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в заводненных пластах. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.
В г и д р о ф о б н ы х к о л л е к т о р а х, которые на практике встречаются редко, первоначальная связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточная же нефть остается в порах меньшего размера и также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.
На этом основополагающем факте построена вся теория методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Другое важнейшее условие успешного применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов - знание свойств остаточной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой нефти по разным причинам: вследствие расслоения нефти на легкие и тяжелые компоненты, остающиеся в пласте, вторичного изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с водой кислорода, микроорганизмов и пр.

Анализ промысловых данных показывает, что правая ветвь кривой зависимости ηо(πо) реализуется в натуре очень редко, поэтому с практической точки зрения большего внимания заслуживает левая ветвь этой кривой. В этой области критерий πо, может быть использован только при значениях πt>1 (при устойчивом течении в высокопроницаемом слое). Когда же наступает послойное движение воды (πt≤1), то действие капиллярных сил в поперечном направлении сводится к минимуму (перетоки отсутствуют).

Таким образом, целью для методов увеличения нефтеотдачи пластов после их заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пластов, рассредоточенной по пористой среде, блокированной в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохваченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах с высокой непрерывной нефтена­сыщенностью, объем которой может достигать до 20-80 % от начальных запасов. При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах пласта, и в неохваченных процессом заводнения слоях и про­пластках во всех точках залежей, так как предельная минимальная нефтенасыщенность не достигается даже в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам. А в зонах стягивания нефти у добывающих скважин, завершающих разработку, остаточная нефтенасыщенность значительно выше критической, так как в неоднородных пластах и тем более при повышенной вязкости нефти эконо­мически рентабельная предельная обводненность продукции скважин (95-98 %) наступает при средней нефтенасыщенности пластов в призабойных зонах до 45-50 % и более.
Эту особенность распределения остаточной нефтенасыщенности пластов - увеличе­ние ее от линии нагнетания до линии стягивания от 15-25 до 45-50 % и более - следует учитывать при выборе опытных участков по испытанию методов, схемы размещения скважин и расчетах эффективности.

Динамика показателей заводнения неоднородного пласта при различных соотношениях вязкости нефти и воды
(f(ω) подчиняется логарифми­чески нормальному закону: kв=0,6; kн=1;
W=(L2-L1)/(L2+L1)=0.
Цифры на кривых соответствуют значению µ0= µн/µв).
а — вытеснение в галерею (σ=0,6);
б — семиточечная площадная система заводнения (σ=0,3, жесткие трубки тока);
в — трехрядная система заводнения (σ=0,3, ɑ=l/2σ =1, скважины первого ряда выключаются при 97,3%-ной обводненности, сква­жины стягивающего ряда — при 99%-ной)

Динамика показателей заводнения нефтяной залежи при различной степени неоднородности коллекторских свойств пласта (галерейнаясхема) (W=0; µ0=1; kв=0.6; kн=1; f(ω) подчиняется логарифмически нормальному закону).
Динамика показателей заводнения нефтяной залежи, разрабатываемой при однорядной системе заводнения, в зависимости от степени неоднородности коллекторских свойств пласта (f(ω) выражается логарифмически нормальным распределением).

Кривые капиллярного давления
Давление в нефтяной и водяной фазах в каждой точке пористой среды разнятся на величину капиллярного давления:
Рн − Рв=Рк(s) =
где m - пористость; J(s) - безразмерная функция насыщенности, введенная Левереттом (1941).

Кривая 1 получена методом вытеснения воды из гидрофильной пористой среды нефтью или газом при все возрастающем давлении нагнетания, а кривая 2 получена путем капиллярного впитывания воды в гидрофильную пористую среду, насыщенную несмачивающей жидкостью (нефтью или газом). Вид кривой зависит от того, повышается или снижается в ходе эксперимента насыщенность смачивающей фазы. Такое различие кривых вытеснения и пропитки называется гистерезисом кривых капиллярного давления и связано с гистерезисом краевого угла смачивания. Для начала процесса вытеснения необходимо преодолеть некоторое пороговое давление Ро, чтобы несмачивающая фаза приобрела способность проникать в пористую среду. Процесс вытеснения продолжается до достижения предельной минимальной насыщенности породы водой s*.

Kнс=1-1.11Sсм
Ксм=S3см
где индекс "нс" относится к несмачивающей фазе, а "см" - к смачивающей.
Влияние смачиваемости породы на нефтеотдачу при заводнении.
F(S)=
предложена Эфросом Д.А и названа им
функцией распределения,
где: μо=μв/μн; kв(s), kн(s) - относительные
проницаемости для воды и нефти.

Влияние структурно-механических свойств нефти