книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

Ряс. 5. Режимы образования капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности а - начальная стадия вытеснения; режимы вытеснения: б - капиллярно-напорный, в - автомодельный (А-Б - направление

фильтрации; 1 - скелет; 2 - цемент; 3 - подвижная нефть; 4 - сорбированная нефть; 5 - вытесняющий агент; 6 - капиллярнозащемленная нефть); г - зависимость ОНН от соотношения капиллярных и напорных сил

активных поровых каналов, по которым происходит движение каждой из фаз. Так как течение каждой из фаз происходит по своей системе каналов, то условия для защемления отсутствуют и остаточное нефтенасыщение соответствует конечной точке автомодельной фазовой проницае­ мости. Этот режим называется автомодельным режимом вытеснения (рис. 5).

Описанный механизм капиллярного защемления нефти в процессе вытеснения показывает, что в зависимости от режима вытеснения относительная роль различных групп факторов, формирующих капил­ лярно-защемленную ОН, изменяется.

При чисто капиллярном режиме вытеснения факторы, связанные с градиентом давления и влиянием силы тяжести, не имеют значения. Основную роль при капиллярном защемлении играет структура порового пространства, поверхностно-молекулярные и межфазные свойства. Так как объем микропор намного меньше объема крупных пор, то при чисто капиллярном режиме естественно ожидать максимально возможных значении защемленной ОНН.

При капиллярно-напорном режиме значительными становятся все факторы и значения ОН уменьшаются. При автомодельном режиме капиллярно-защемленная ОН практически отсутствует.

В общем случае влияние условий вытеснения можно охарактеризовать отношением капиллярного перепада давления Арг к гидродинамическому Арг. Это соотношение определяет величину капиллярно-защемленной ОНН. Схема влияния условий вытеснения дана на рис. 5. В общем случае существует два критических значения отношения ApJApT. При первом критическом значении чисто капиллярный режим вытеснения переходит в капиллярно-напорный, при втором - капиллярно-напорный режим вытеснения переходит в автомодельный.

Для описания количественных характеристик капиллярного защемления остаточной нефти необходимы детальные сведения о структуре порового пространства, сообщаемости пор, изменчивости геометрии пор, характере их смачиваемости и т.д.

Для описания динамики капиллярного защемления традиционно, начиная с работ Т. Мура и Р. Слобода [73], используют модель пор в виде капиллярной пары. В этой модели имеются две поры à разными радиусами г\ и г2 (рис. 6). В табл. 1 даны выражения для скорости потока и давлений в различных режимах вытеснения, полученные Г. Стеджемейером для случая отношения вязкости нефти и воды равном единице. Первая колонка в табл. 1 - это безразмерный коэффициент Ср(В), который вместе с капиллярным давлением в крупной поре р к определяет общий перепад давления Ар по всей поре. Для большинства случаев это давление отрицательно. Во второй колонке дан безразмерный коэффициент Си[В), который является мерой общего потока в поровую пару и из нее. Его величина положительна, когда смачивающая фаза вытесняет несмачивающую, и отрицательна для обратного процесса. При типичных скоростях течения в разрабатываемых пластах значения этого коэффициента ничтожно малы по сравнению с другими величинами в

Таблица J

Характеристика различных режимов вытеснения в поровом дуплете

направлении)

Примечание. B = rl /r2

таблице. При этих условиях смачивающая фаза поглощается при крайне высоких скоростях по сравнению со средней фронтальной скоростью.

Поэтому положительный поток возникает лишь в узком капилляре» т.е. вода будет впитываться в узкую пору, а нефть будет улавливаться в более крупной. Хотя общий поток положительный, общий градиент давления по поре, содержащей поверхность раздела нефть/вода, отри­ цательный, что является результатом того, что на фронте заводнения капиллярные силы намного превышают гидродинамические (вяз­ костные).

Соотношения табл. 1 имеют силу практически во всем диапазоне отношений радиусов капиллярных пар и для всех отношений радиуса поры к длине поры, которые типичны для реальных коллекторов. Уравнения указывают на наличие противотока в крупную пору при впитывании в небольшой капилляр. При отсутствии возможности вытечь из крупной поры нефть в ней, по существу, остается неподвижной до тех пор, пока смачивающая фаза не достигнет выхода из поры. Затем в зависимости от конфигурации поры на выходе нефть может защемиться.

Из описанного механизма следует, что капиллярное защемление не должно быть чувствительным к отношению вязкостей нефти и воды. Капиллярно-защемленная ОНИ является отношением объема крупной поры к общему объему двух пор и всегда больше 50%. Например, если радиус крупной поры в 3 раза превышает радиус небольшой поры, защемляется 80% нефти.

Как отмечалось выше, защемление определяется геометрией пор и, в частности, формой выхода из поры. Наиболее удобно использовать для

Рис. 6. Схема разрыва сплошности нефтяной фазы в

модели тороидальной поры (по Г. Огеджемейеру)

Пояснение см. в тексте

анализа тороидальную геометрию выхода из поры. Капля несмачивающей фазы» выходящая из такого сужения, становится неустойчивой и отрывается от поры, когда капиллярное давление у горловины ркСп = =а(1/гп - Цг\) превышает капиллярное давление фронта поверхнос­ ти раздела р кор = 2о/гф (см. рис. 6).

В рассмотренной модели обе кривизны на фронте капли положительны, тогда как у горловины поры возможно положительное значение радиуса горловины и отрицательное значение поперечного сечения тора. Пора, состоящая из системы торов, не будет защемлять нефть до тех пор, пока радиус поперечного сечения тора гхво много раз не превысит радиус поры гП( Эта относительная неспособность отдельной поры защемлять обусловлена тем, что входящая капля нефти ограничена стенкой поры до того, как возникнет необходимая кривизна, чтобы вызвать отделение поровой горловины,

Для модели поры, состоящей из кубически упакованных сфер, геометрия поперечного сечения аналогична вышеописанной, однако кривизна капли может иметь как положительные, так и отрицательные значения.

В настоящее время детально проанализированы динамические эффекты при различных моделях пор. Однако эффекты защемления не ограничиваются отдельными порами или парами пор. В действительности отдельные поры, как правило, имеют по меньшей мере еще один дополнительный путь для фильтрации при незначительных изменениях условий защемления. Таким образом могут формироваться сложные системы капиллярно-защемленной остаточной нефти. В реальных условиях параметры капиллярно-защемленной ОНН определяются характером непрерывного распределения пор по размерам, отношением

размер поры/размер горловины поры и степенью связности отдельных пор.

Структуру капиллярно-защемленной ОН детально изучали И.Чатзис, Н.Морроу, Х.Лим, Н. Уордлоу, М. Маккеллар, Б. Вайнхардт,

3. Хайнеман [54, 89, 90] и другие зарубежные исследователи. И. Чатзис с соавторами [52, 53, 54] провели исследования структуры ОН на физических микромоделях и на естественных пористых средах.

Исследования, проведенные на физических микромоделях с различной порометрической характеристикой, показали, что нефть улавливается главным образом в относительно крупных порах, связанных большими горловинами, а также за счет разрыва перемычек в поровых сужениях. Микроскопическое изучение остаточной нефти в микромоделях показывает, что ее можно классифицировать следующим образом: 1) от­ носительно крупные глобулы, занимающие несколько пор (4-60 узлов, нижний предел выбирается отчасти произвольно), которые сформировали какую-либо область, окруженную относительно крупными порами; 2) мел­ кие глобулы (дуплеты и триплеты), сформированные двумя или тремя относительно крупными порами, связанными большими горловинами, но окруженными меньшими горловинами; 3) нефть в отдельных порах (синглеты) (в этом случае нет крупных горловин, ведущих к большим порам). Изучение распределения размеров глобул остаточной нефти, образовавшихся в микромоделях, проводилось по фотографиям.

Для изучения структуры остаточной нефти в природных пористых средах Б.Вайнхардт, 3. Хайнеман, И. Чатзис и др. проводили эксперименты по заводнению образцов песчаника, насыщенных мономерами; после вытеснения оставшийся в керне мономер полимеризовался, скелет пористой среды выщелачивался и отобранные отвердевшие глобулы полимера подвергались изучению (более подробное описание этих экспериментов приведено в гл. 4).

Для изучения структуры ОНН в различных частях керна он делился на составляющие, которые затем отдельно изучались, а результаты сравнивались между собой.

Микроскопическое изучение отвердевших глобул этой "остаточной нефти" показало, что распределение форм глобул в моделях из шариков и из песчаника Бери, являющегося основным объектом лабораторного моделирования американских исследователей, оказалось аналогично трем типам структур, встречающихся в микромоделях, - синглетам, дуплетам и триплетам. На рис. 7 приведены зарисовки типичных крупных глобул, сделанные с фотографий, которые были получены с помощью сканирующего электронного микроскопа. Длина относительно больших глобул остаточной нефти, обнаруженных в произвольных упаковках стеклянных шариков одного размера, составляет 10 диаметров шариков. Положения шариков относительно глобулы очевидны (см. рис. 7). Крупные глобулы характерно разветвлены. Такие структуры нефти, вероятно, делятся на более мелкие части. Сравнительно крупные глобулы остаточной нефти песчаника Бери (см. рис. 7) имели длину 400-800 мкм. Они были в основном соединены и, очевидно, связаны с песчаными порами.

Хотя песчаник Бери обычно имеет высокую остаточную нефтенасыщенность (/:но = 35%), большинство совокупностей глобул нефти в этом песчанике защемляется в виде синглетов и дуплетов. Такое поведение считается типичным для поровых сеток, которые имеют

Рис. 7. Типичные крупные глобулы капиллярно-защемленной остаточной нефти (светлое) в модели из упаковки шаров (а) и в заводненном песчанике Бери (6-е)

Масштаб в мкм

высокое отношение размера поры к размеру горловины (коэффициент формы).С помощью экспериментов на микромоделях установлено, что капиллярные структуры глобул остаточной нефти (рис. 8) в песчанике Бери также указывают на высокий коэффициент формы. Размеры сужений варьируют от 40 до 200 мкм. Длина примерно равна удвоенному диаметру поровой горловины.

Распределение размеров глобул защемленной нефти изучается так же, как и распределение частиц по размерам, однако задача намного усложняется в связи с неправильной геометрической формой нефтяных глобул. Исследования П. Робинсона и Е. Харинга показали, что для неуплотненных упаковок шариков 65% из числа глобул представляют собой синглеты, 20% - дуплеты и 15% - разветвленные структуры. Для более сложной поровой структуры песчаников с широким диапазоном размеров пор от 20 до 200 мкм и размеров горловин от 1 до 50 мкм или выше такую классификацию представить трудно. Было проанализировано

<-----------

Рис. 8. Функции распределения (а) и плотности (б) размеров глобул остаточной нефти в песчанике Бери, определенные по их периметру (/), по их площади (2)

%

Ряс. 9. Влияние скорости вытеснения на (t'MKM кривую распределения капель остаточной

нефти по размерам Значение скорости, м/сут: У - 0,02,

2 - 0,043,3 - 0,25,4 - 0,73

по периметру и по площади представительное множество глобул. Принимая круг за исходную форму, были вычислены основные эквивалентные диаметры глобулы по периметру и площади. На рис. 8,а и 8,6 показаны примеры распределений глобул остаточной нефти в песчанике Бери, полученных вычислением характерного периметра и характерной площади. Из рисунка видно, что эти два типа распределений эквивалентного диаметра размера глобулы не идентичны, в особенности в области больших размеров глобулы, так как объекты с одним и тем же периметром могут, очевидно, иметь различные площади поперечного сечения и наоборот.

Важной характеристикой распределения глобул по размеру, показанной на рис. 8, является то, что 50% размеров глобул попадает в диапазон от 30 до 120 мкм. Эти значения соответствовали размерам пор, измеренным по электронным микрофотографиям песчаника Бери и полимерным отливкам пористой среды этой породы. По полному фотомикрографическому распределению размеров пор в песчанике Бери, 80% общего порового объема состоит из пор размером 30-120 мкм. Эти результаты показывают, что большинство нефтяных глобул в песчанике занимает единичные поры. Глобулы с эквивалентным диаметром, превышающим 150 мкм, составляют 25% общего числа. Капли большего размера в диапазоне 300-800 мкм составляют 5% общего числа. Расстояние между двумя телами пор составляет 150±50 мкм; большинство разветвленных глобул занимает 3-8 пор.

Влияние условий вытеснения на структуру капиллярно-защемленной нефти обусловлено особенностями локального вытеснения нефти водой. При увеличении скорости нагнетания воды повышаются локальные различия в линейной скорости прохождения поверхностей раздела через

Средние и медианные размеры глобул остаточной нефти

Примечание, СО - среднее квадратичное отклонение, Аф - проницаемость, и - скорость

фильтрации, кно - к-т ОНН, d , d{50) - средний и медианный диаметры глобулы соответственно.

гетерогенную микроструктуру пористой среды. В результате образуются значительного размера языки обводнения и защемляются более крупные нефтяные глобулы. Вместе с тем с ростом действующего на защемленную глобулу перепада давления возрастает вероятность ее деления на более мелкие глобулы.

Детальное исследование влияния условий вытеснения на структуру капиллярно-защемленной ОНН провели Б. Вайнхардт и 3. Хайнеман на германском эталонном гидрофильном песчанике, с пористостью 0,18-0,23 и проницаемостью порядка 1 мкм2 [90].

Проведя анализ распределения размеров защемленных глобул остаточной нефти, они показали, что эти распределения идентичны в- различных участках испытуемого керна, практически не зависят от длины керна и начиная с диаметра керна 0,03 м не зависят от него.

Влияние скорости вытеснения на структуру ОНН иллюстрирует рис. 9. Из него видно, что с ростом скорости вытеснения кривая распределения защемленных глобул нефти сдвигается в область меньших размеров. Одновременно изменяется и форма кривой распределения. В табл. 2 даны условия проведения экспериментов и приведены средние и медианные значения размеров защемленных глобул.

На рис. 10 дана частота размеров глобул защемленной нефти, нормализированная на размер твердых частиц в зависимости от числа капиллярности Nc, Например, при Nc = 10~5 порядка 40% защемленных глобул имеют размер 1 (синглеты). Из рис. 10 видно, что, хотя частота

Рис. 10. Распределение нормированных объ­ емов (а) и размеров (б) глобул остаточной нефти в зависимости от числа капиллярности Номер кривой - значение нормализован­

ного размера капли

встречаемости синглетов велика, их объем составляет всего лишь 2% от общего объема. С ростом числа капиллярности положение меняется. Так, при Nc = l 10"4 уже приблизительно 60% объема защемленной нефти представлено синглетами.

Подвижность капиллярно-защемленной ОНН определяется ее структурой и числом капиллярности. При изменении условий вытеснения значения ОНН могут также измениться. В частности, при возрастании гидродинамического перепада давления в части наиболее крупных пор локальный гидродинамический градиент давления может превысить локальный капиллярный перепад, и глобула остаточной нефти может приобрести подвижность и выйти из своей поры-ловушки. Далее, соединяясь с другими глобулами, остаточная нефть может образовать связанную систему и приобрести подвижность. Добиться подвижности защемленной нефти можно и другими способами, например, за счет снижения действующего локального капиллярного давления посредством использования ПАВ или за счет повышения вязкости вытесняющего агента. На действии этих факторов основаны некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Исследование изменений защемленной ОНН при росте скорости вытеснения (числа капиллярности) показали, что с ростом числа капиллярности происходят качественные и количественные изменения капиллярно-защемленной ОНН. Так, с ростом Ncпроисходит уменьшение числа больших нефтяных глобул и увеличение количества мелких глобул. В то же время большие глобулы, распадаясь, образуют меньшие дочерние глобулы, которые снова защемляются, не приобретая подвижности. Этот процесс идет до тех пор, пока большинство нефтяных глобул не превратится в синглеты. Это происходит при некотором критическом значении числа капиллярности, после чего раздробленные