книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

Рис. 23. Зависимость капиллярно-за­ щемленной ОНН от капиллярного числа при вытеснении нефти из гидрофильных пористых сред (12 экспериментов разных

авторов)

Рис. 24. Гистограмма распределения ко­

эффициента начальной ОНН 1?но по дан­

ным 84 экспериментов на образцах чисто гцдрофилыюго песчаника

Таким образом, после каждого повышения давления снималась одна точка.

Большая экспериментальная работа была сделана А. Абрамсом [46]. Он определял влияние на величину остаточной нефтенасыщенности помимо факторов, входящих в число капиллярности (ско­ рость фильтрации, межфазное натяжение), также и вязкости обеих фаз.

Во всех экспериментах (кроме одного) остаточная нефтенасыщенносгь не моделировалась, для каждого заданного набора параметров вытеснение начиналось с полного нефтенасыщения образца. Использовались образцы диаметром 1 дюйм (2,34 см) и длиной до 3,5 дюймов (8,9 см). Нефтенасыщенность определялась волюметрическим способом достаточно точно (± 1% порового объема). В опытах были использованы в основном различ­ ные виды песчаников, типичные для американских нефтяных месторож­ дений.

Процедура проведения опытов была следующей.

1. Через образец, помещенный в широко применяемый в США кернодержатель хасслеровского типа, пропускается 5-10 поровых объемов (ур) воды.

2.Измеряется фазовая проницаемость для воды/,.

3.Вода из образца вытесняется до величины кшспециальной маловяз­

кой нефтью (вязкость 0,3 Пз); тщательно измеряется объем вытесненной воды.

4.Через образец пропускается 5-10 поровых объемов основной углеводородной жидкости, принимаемой в эксперименте за модель нефти.

5.Измеряется фазовая проницаемость для нефти/н при водонасыщен-

ности, равной остаточной кво.

6. Нефть из образца вытесняется раствором при заданной скорости; тщательно измеряется объем вытесненной нефти.

На одном из образцов Л. Абрамс провел эксперимент по моделирова­ нию капиллярно-защемленной ОН с последующим ее довытеснением. Вы­ теснение сплошной нефтяной фазы велось при низком числе капил­ лярности. После пропускания нескольких поровых объемов воды образо­ вывалась остаточная капиллярно-защемленная нефть. Следующим шагом было ее вытеснение специальным раствором. Свойства раствора и ско­ рость вытеснения характеризовались значительно более высоким капил­ лярным числом.

Результаты исследований. Исследования различных авторов показа­ ли в целом единый характер зависимости остаточной нефтенасыщенности от условий вытеснения, выраженных различными разновидностями капиллярного числа (см. табл. 8). Некоторые зависимости, приведенные к

единому капиллярному числу Nc =k&p/oL> показаны на рис. 23. При вытеснении с низким капиллярным числом Nc= 10~7 (соответствующим условиям заводнения в большей части пласта) после пропускания через образец ~ 1-1,5 порового объема воды сплошная нефтяная фаза разрывается на отдельные глобулы. После этого при значительном изменении капиллярного числа (от 10~7 до 10“5) ОНН остается постоян­ ной, но после достижения некоторого критического значения капилляр­ ного числа она начинает резко уменьшаться. При достаточно боль­ ших капиллярных числах в образце остаются единицы процентов ОНН.

Наиболее ярко этот пороговый характер изменения остаточной нефтенасыщенности продемонстрирован в работе И. Чатзиса и Н. Морроу. Здесь следует остановиться на двух моментах: на величине начальной

остаточной нефтенасыщенности и критическом капиллярном числе

Начальная остаточная нефтенасыщенность, образующаяся в образце при вытеснении с низким капиллярным числом, имеет значительный разброс: от 20 до 55%. На рис. 24 представлена гистограмма распределения этого параметра, построенная по данным 84 экспериментов. Из нее видно, что

среднее значение к°1Юсоставляет 30-35%.

Работа Дж. Мелроуза и К. Бранднера [71] дала начало активно раз­ рабатываемому сейчас направлению, связывающему величину А:^0 с

характеристиками связности сети пор. Р. Ларсон с соавторами [65, 66]

.о предложили перколяционную теорию величины кно, которая связывает ее

степени определяется самим экспериментатором. Тем не менее диапазон изменения величины k°HOt равный 0,3-0,4, считается в настоящее время

общепризнанным в зарубежной литературе для гидрофильных песчаников. Критические значения капиллярного числа. Анализ данных большин­ ства исследователей (кроме А. Абрамса) показывает наличие порового значения капиллярного числа, превышение которого приводит к мобили­ зации капиллярно-защемленной нефти и удалению ее из образца. Это значение капиллярного числа называется критическим капиллярным чис­

лом 1^. В экспериментах, например, В. Фостера показано, что изменение

капиллярного числа от 10"6 до 1(Н практически не изменяет остаточной нефтенасыщенности в образце. Дальнейшее увеличение капиллярного числа в 10-15 раз приводит к вытеснению из образца 90-95% капиллярнозащемленной нефти.

Помимо В. Фостера, такой же характер вытеснения получили Р. Эр­ лих, Дж. Тэйбер, С. Гупта и С. Трушенски, И. Чатзис и Н. Морроу. Од­ нако результаты А. Абрамса в эту схему не укладываются. Причем, по­ мимо отсутствия порога, мобилизация начинается при значительно меньших числах капиллярности (10~5 - 1(H). Тут нужно отметить, что в работе А. Абрамса не моделировалось остаточное нефтенасыщение, вытеснение при высоких числах капиллярности велось начиная с полного нефтенасыщения образца, когда нефть в образце представляет собой сплошную связную фазу. Но на одном образце из песчаника Бери А. Абрамс все же смоделировал остаточную нефтенасыщенность, а затем уже вытеснял эту нефть в условиях высокого капиллярного числа. В ре­ зультате он получил данные, значительно отличающиеся от полученных на том же образце, но при вытеснении сплошной фазы (рис. 25).

И. Чатзис и Н. Морроу повторили эти эксперименты на различных образцах и получили такой же результат. Они подтвердили полученное А. Абрамсом явление: сплошная нефтяная фаза вытесняется из пористой среды при высоких числах капиллярности полнее, чем капиллярно-защем­ ленная ефть; при вытеснении сплошной нефтяной фазы порог мобили-

Рис. 26. Зависимость коэффициента начальной ОНН от среднего радиуса пор по данным моделирования капиллярно-защемлешюй ОНН на гидрофильных песчаниках

/rw,%

Рис. 27. Типичная зависимость коэффициента ОНН кноот параметра вытеснения П И р,. Пкр2 - критические значения параметра

Влияние смачиваемости. Приведенные выше результаты физического моделирования ОНН были получены на практически полностью гидро­ фильных образцах пористых сред. Это либо искусственные пористые сре­ ды, такие как спрессованные и оплавленные модели из стеклянных шари­ ков или чистого кварцевого песка, либо образцы естественного песчаника, специальным образом обработанные путем прокаливания или экстракции. Остаточная нефть в таких образцах представлена исключительно ка­ пиллярно-защемленной составляющей. Закономерен вопрос: как сильно ОНН реальных пористых сред, насыщенных природными углеводорода­ ми, отличается от этих результатов. Главное отличие условий образо­ вания ОН в реальных условиях заключается в характере смачиваемости реальных пористых сред. Более подробно этот вопрос рассматривается в гл. 5. Здесь же можно указать на то, что проведение физических экспе-

риментов по изучению влияния смачиваемости на ОНИ весьма сложно и известны лишь единичные эксперименты в этой области. Трудность состо­ ит в том, чтобы изменять смачиваемость образца (контролируя численные характеристики величины смачиваемости), сохраняя при этом структуру порового пространства.

На рис. 27 представлены результаты такого эксперимента [49]. Обра­ зец, изготовленный из песчаника, который был отобран в карьере, обрабатывался различными концентрациями вещества Драйфильм (Drifilm). Этим достигалась различная степень гидрофобности (гидрофильности) образцов. Из рисунка видно, что минимальная ОНН дости­ гается при нейтральной смачиваемости, максимума ОНН достигает в пол­ ностью гидрофильном или полностью гидрофобном образце. Минимальная ОНН меньше максимальной примерно на 1/3. Качественно такой же характер зависимости ОНН от смачиваемости получается и на сеточных моделях (см. гл. 5). Отсюда можно сделать вывод, что ОНН в реальных гидрофильных пористых средах должна быть несколько меньше, чем в гидрофилизованных образцах, однако это расхождение не будет превы­ шать 20-25%.

Также следует учитывать, что по мере увеличения гидрофобности пористой среды увеличивается доля пленочной и адсорбированной состав­ ляющих ОНН; в полностью гидрофильной пористой среде они отсут­ ствуют, а в полностью гидрофобной достигают 100%.

Динамические модели остаточной нефтенасыщенности

В экспериментах по моделированию заводнения при изменяющихся уровнях вытеснения обычно получают связи (модели) остаточного нефтенасыщения с этими условиями.

Выше показано, что капиллярные силы определяют защемление нефти в пористой среде в виде микроскопических капель-глобул. Лабораторные исследования по вытеснению капиллярно-защемленной нефти из пористой среды показывают, что вытеснение ее начинается тогда, когда вязкост­ ные силы и силы гидродинамического напора превышают капиллярные, вызвавшие защемление. Величина капиллярных сил определяется меж­ фазным натяжением на границе вода-нефть, характером смачиваемости скелета пористой среды и структурой порового пространства; величина вязкостных сил - гидродинамическим напором, или, что то же самое, скоростью фильтрации вытесняющей жидкости и ее вязкостью (а факти­ чески соотношением вязкостей обеих фаз). Как указывалось, безраз­ мерный комплекс, выражающий отношение вязкостных сил к капил­ лярным, называют обычно капиллярным числом. Чаще всего пользуются следующей формой этого числа:

где Dd_ скорость фильтрации вытесняющей жидкости, определяемая по формуле v n=Q/ S (где Q- расход вытесняющей жидкости через образец;