Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти Ахметова Зиля Рашитовна

Содержание к диссертации

Введение

1. Современное состояние и перспективные направления выработки остаточных запасов нефти

1.1 Природное нефтенасыщение пластов 11

1.2 Нефтенасыщение разрабатываемых пластов 13

1.3 Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов

1.3.1 Распределение остаточной нефти в пласте 19

1.3.2 Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов 20

1.3.3 Влияние геолого-физических факторов на эффективность технологий доизвлечения нефти

1.5 Способы оценки остаточной нефтенасыщенности заводненный пластов

1.5.1 Динамические модели остаточной нефтенасыщенности 49

Выводы по разделу 1 51

2. Геолого-промысловая характеристика объекта исследования 52

2.1 Геологическое строение объекта исследования 52

2.1.1 Нефтеносность и геологическое строение пласта АВ13 52

2.1.2 Физико-литологическая характеристика пласта АВ13 54

2.2 Текущее состояние разработки объекта исследования 61

2.3 Анализ выработки запасов нефти 65

Выводы по разделу 2 71

3. Методические принципы определения и структуризации остаточной нефти

3.1 Выделение основных типов остаточной нефти 73

3.2 Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на процесс вытеснения нефти водой

3.2.1 Анализ результатов лабораторных определений остаточной нефтенасыщенности

3.2.2 Дифференциация результатов определений остаточной 87

нефтенасыщенности по коллекторским свойствам

3.3 Определение прочно связанной остаточной нефти на основе лабораторного исследования керна

3.4 Вычисление условно подвижной капиллярно-защемленной остаточной нефти

Выводы по разделу 3 103

4. Моделирование капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности заводненного неоднородного пласта

4.1 Результаты расчетов среднего коэффициента капиллярно- защемленной остаточной нефтенасыщенности для однородного и частично неоднородного пластов

4.2 Исследование влияния неоднородности по толщине пласта на распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности

4.3 Исследование влияния технологий разработки на капиллярно- защемленную остаточную нефтенасыщенность реального неоднородного заводненного пласта

Выводы по разделу 4 137

5. Основные выводы и рекомендации 138

Список используемой литературы

• Распределение остаточной нефти в пласте
• Нефтеносность и геологическое строение пласта АВ13
• Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на процесс вытеснения нефти водой
• Исследование влияния неоднородности по толщине пласта на распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности

Введение к работе

Актуальность работы

Нефтяная промышленность России вступила в сложную стадию: большинство крупнейших месторождений находится на позднем этапе разработки и характеризуются низкими дебитами и обводненностью. Увеличение добычи нефти возможно за счет освоения новых месторождений и интенсификации добычи на месторождениях, находящихся в промышленной разработке. Интенсификация добычи технически сложнее, но экономически выгоднее освоения новых месторождений, при реализации которой большую роль играет увеличение нефтеотдачи пласта. Запасы, которые остались в выработанных пластах являются важными ресурсами для доизвлечения и относятся к категории трудноизвлекаемых, поскольку существующие технологии разработки, как правило, не могут обеспечить высокий конечный коэффициент нефтеизвлечения (КИН), меняющийся в широких пределах от 0,07 до 0,70 и зависящий от целого комплекса различных технологических и геологических параметров.

Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным скоплением капиллярных каналов, в которых движутся взаимно нерастворимые жидкости, образующие мениски на границе раздела фаз. Закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта взаимодействующих фаз. Таким образом, интенсификация добычи нефти должна опираться на углубленное изучение закономерности движения флюидов в пласте. Пласт АВ₁³ Ватинского месторождения, выбранный в качестве объекта исследования, является характерным примером месторождения со сложным геологическим строением. Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта, во многом будут справедливы и для других.

Решение вопроса выбора метода увеличения нефтеотдачи пластов для довытеснения остаточной после заводнения нефти необходимо строить на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние

4 остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и адсорбированной нефти.

Знание об остаточной нефтенасыщенности, его структуре позволит правильно спрогнозировать остаточные запасы нефти, характер их распределения и степень подвижности, что особенно важно при выборе технологии доизвлечения и внедрении новых или повышения эффективности существующих технологий. Это и определяет актуальность темы диссертационной работы.

Цель работы

Структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности, а также прогнозирование распределения ее в объеме залежи для обоснования технологий доизвлечения запасов остаточной нефти из обводненных пластов.

Основные задачи исследования

1. Определение характера изменения структуры нефтенасыщенности разрабатываемых пластов под действием технологических факторов.

2. Обоснование структуры остаточных запасов в заводненных неоднородных пластах и выделение отдельных видов остаточной нефти. Структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности.

3. Оценка влияния технологий разработки на формирование участков с увеличенным значением остаточной нефтенасыщенности для заводненного неоднородного пласта.

4. Выявление закономерностей распределения остаточной нефти на заводненном участке в зависимости от системы разработки и режима эксплуатации скважин.

Объект исследования

Обводненные терригенные отложения пласта АВ₁³ месторождений Западной Сибири.

Методы решения поставленных задач

Лабораторные исследования керна и моделирование заводнения, методы статистического анализа результатов лабораторных экспериментов, а так же методы анализа разработки и геолого-гидродинамического моделирования.

Научная новизна работы

5. Для изучаемого пласта проведена структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности в заводненных неоднородных пластах.

6. На основе полученных результатов лабораторных исследований осуществлено разделение остаточной нефтенасыщенности на прочно связанную и условно подвижную капиллярно-защемленную, установлены петрофизические связи компонентов остаточной нефтенасыщенности с коллекторскими свойствами c дифференциацией по литологическому типу.

7. На основе использования нестандартной гидродинамической модели и установленных петрофизических связей компонентов остаточной нефтенасыщенности с фильтрационно-емкостными свойствами породы определены закономерности влияния неоднородности продуктивного пласта и системы добычи на распределение остаточной нефти.

8. Для изучаемого пласта получены данные о распределении условно подвижной капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности при условии изменения проектной системы разработки, отключения скважин, интенсификации добычи.

Практическая значимость работы

1. Применительно к объекту исследования впервые проведена детальная

структуризация остаточной нефтенасыщенности, которая позволила разделить ее по степени подвижности на прочно связанную и условно подвижную капиллярно-защемленную, что позволяет учитывать локализацию компонентов остаточной нефти в объеме залежи.

2. Количественная оценка влияния геолого-физических и техногенных факторов позволяет выбирать объекты для последующего целенаправленного воздействия для доизвлечения остаточной нефти.

3. Установленный характер распределения остаточной нефти обеспечивает возможность построения топологии системы доизвлечения нефти и контроля за степенью выработки запасов.

4. Полученные результаты и закономерности могут служить основанием для разработки новых и повышения эффективности существующих технологий доизвлечения остаточной нефти.

5. Ценность полученных знаний заключается в пополнении ресурсной базы для доизвлечения остаточной нефти, а также могут быть использованы исследовательскими институтами и производственными организациями при анализе и проектировании разработки месторождений.

Защищаемые положения

1. Методика структуризации остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности в неоднородных заводненных пластах, основанная на использовании результатов комплексного изучения по данным анализа керна и моделирования заводнения в лабораторных условиях.

2. Методика адресного моделирования остаточной нефтенасыщенности, позволяющая продемонстрировать на примере заводненного участка пласта АВ₁³, распределение условно подвижной остаточной нефти с максимальной концентрацией в межскважинном пространстве.

3. Результаты анализа технологических возможностей доизвлечения остаточной нефти путем регулирования системы разработки и режимов работы скважин в неоднородном заводненном пласте, позволяющие вовлекать остаточную нефть в доразработку.

Научные публикации результатов работы

По теме диссертации автором опубликовано 13 печатных работ, результаты диссертации отражены в пяти статьях и восьми докладах на различных конференциях, в том числе три статьи в изданиях, включенных в «Перечень

7 периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК Минобрнауки РФ.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе,
докладывались и обсуждались на следующих семинарах, конференциях и
симпозиумах: 52-ая научная конференция «Современные проблемы

фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, 2009 г.); Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа» (Москва, 2011 г.); IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2012 г.); Международная научно-техническая конференция Геопетроль (Закопане, Польша, 2014 г.); V Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (ОАО «ВНИИ академика А.П.Крылова», 2015 г.).

В полном объеме результаты работы докладывались на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в 2013, 2015 и 2016 годах.

Реализация результатов работы в промышленности

Результаты диссертационной работы внедрены при выполнении работ по «Научному сопровождению разработки Южно-Охтеурского месторождения» (ООО «Южно-Охтеурское») в ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

Объем и структура работы

Распределение остаточной нефти в пласте

На завершающей стадии разработки нефтяного пласта остается значительное количество остаточной нефти. Природа остаточной нефти разнообразна. Выделяют два основных класса остаточных нефти (ОН): ОН макроуровня и ОН микроуровня. ОН макроуровня - это целики, различного рода непромытые пропластки, застойные зоны, линзы. Остаточная нефть, содержащаяся в них, сохраняет свои исходные свойства. ОН микроуровня - это пленочная нефть, адсорбированная на поверхности пористой среды, и капиллярно-защемленная ОН, находящаяся в пористой среде в виде капель и глобул, которые отделены от скелета пористой среды пленкой воды.

Важное отличие остаточных нефти первого класса от второго заключается в том, что если целики являются частями залежи, не затронутыми заводнением или слабо затронутыми, то ОН микроуровня, наоборот, образуются только в заводненных частях пласта. В реальных неоднородных разрабатываемых пластах геологические особенности их строения и технология разработки могут оказывать существенное влияние на распределение ОН в пласте.

В работах М.Л. Сургучева, Ю.В. Желтова, В.М. Рыжика, Э.М. Симкина и других исследователей дается структуризация остаточной нефти в разрабатываемых пластах. Помимо защемленной и адсорбированной в виде пленки остаточной нефти, характерных для микроуровня, они выделяют также остаточную нефть, связанную с неполнотой охвата пластов заводнением в масштабах пласта в целом.

На основании анализа разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче в работах Сургучева М.Л. [109-114] выделены следующие типы скопления остаточной нефти: 1. Рассеянная нефть в виде отдельных капель в порах и пленок на зернах скелета породы. Эта нефть полностью окружена вытесняющей фазой (водой, газом и др.). Насыщение этой нефтью таково, что фазовая проницаемость при этом насыщении равна нулю. Насыщение этой нефтью невелико - 15-20 %. Однако отмечается, что при практически нулевых значениях фазовой проницаемости это остаточное нефтенасыщение может достигать 0,7 (например, при проявлении режима растворенного газа). 2. Скопления остаточной нефти, обусловленные концевыми эффектами, возникающими в неоднородных по проницаемости пластах. Характерные размеры скоплений такой нефти составляют единицы и десятки сантиметров. 3. Целики недовыработанной нефти в малопроницаемых включениях или блоках трещиновато-пористой среды. Эти целики характеризуются различными размерами и насыщениями. 4. Целики остаточной нефти, образовавшиеся в результате неполного охвата заводнением сравнительно однородных пластов из-за влияния вязкостной и гравитационной неустойчивости. Характерные размеры скоплений такой нефти составляют десятки метров.

Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов В соответствии с ранее рассмотренным распределением остаточной нефти в разрабатываемых пластах можно выделить следующие основные виды остаточной нефтенасыщенности: капиллярно-защемленная, адсорбированная, пленочная, остаточная нефтенасыщенность тупиковых пор и микронеоднородностей, практическая, обусловленная неустойчивостью вытеснения на микро- и макроуровне [63, 71, 73]. В реальных разрабатываемых пластах присутствуют, как правило, несколько видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют остаточную нефтенасыщенность (ОНН) разрабатываемых пластов. В то же время изучение отдельных компонентов и структуры ОНН разрабатываемых пластов необходимо в связи с проблемой информативности оценки и прогноза ОНН в разрабатываемых пластах и в связи с необходимостью идентификации состояния остаточной нефти при проектировании методов увеличения нефтеотдачи. Рассмотрим основные виды ОНН [27, 31, 34, 46].

Капиллярно-защемленная остаточная нефтенасыщенность. Этот вид остаточной нефтенасыщенности образуется, преимущественно, в гидрофильной пористой среде в отдельно взятых порах, узлах пор, либо в нескольких порах одновременно в виде изолированных капель - глобул.

В зависимости от характера проявления капиллярных сил возможны различные механизмы образования капиллярно-защемленной остаточной нефти. Имеющиеся эксперименты по изучению характера распределения остаточной нефти в пористой среде показывают [63, 71, 73], что остаточная нефть в гидрофильных микронеоднородных пористых средах распределена в поровом пространстве сложным образом: часть нефти остается в сорбированном виде на поверхности твердой фазы и образует сплошную или прерывистую пленку, другая часть остаточной нефти занимает значительные объемы внутрипорового пространства - от менисков в углах пор до всего внутрипорового объема. Эта часть остаточной нефти блокируется капиллярными силами и находится в виде глобул, заполняет отдельные поры и системы пор. Характер проявления капиллярных сил в промытой части пласта определяется режимом вытеснения нефти в переходных зонах. При малых градиентах гидродинамического давления характер распределения фаз в процессе вытеснения полностью контролируется действием капиллярных сил. Под действием капиллярного перепада давлений смачивающая фаза внедряется в микропоры, в которых развивается максимальный перепад капиллярного давления. Несмачивающая фаза остается в макропорах, в местах расширения пор и, частично, в сорбированном виде на поверхности твердой фазы. Режимы вытеснения и образования остаточной нефти чисто капиллярные. Преимущественное продвижение менисков по микропорам обуславливает наличие значительных объемов несмачивающей фазы в крупных порах. При резких расширениях поровых каналов самопроизвольное движение мениска приостанавливается и возникает эффект переворачивания менисков: капиллярный перепад давления становится направленным в сторону более смачивающей фазы [63].

Приведенный механизм капиллярного защемления демонстрирует, что капиллярно-защемленная ОНН образуется, преимущественно, в гидрофильных или частично гидрофобизованных коллекторах.

При вытеснении под действием гидродинамического перепада давлений характер распределения фаз зависит от соотношений капиллярного и гидродинамического перепада. При малых градиентах гидродинамического давления скорость продвижения менисков под действием гидродинамического перепада в некоторой части пор оказывается меньше скорости движения менисков под действием капиллярного перепада давления. Вследствие этого происходит опережающее капиллярное вытеснение из пор с малым диаметром. Это приводит к прорыву смачивающей фазы по микропорам и защемлению значительных объемов несмачиваюшей фазы в порах большого диаметра.

В то же время, в некоторой части наиболее крупных пор гидродинамического перепада давлений оказывается достаточно для проталкивания защемленной фазы и вовлечения ее в общий фильтрационный поток. Такой режим вытеснения и образования защемленной фазы является капиллярно-напорным. При этом характер распределения фаз определяется действием как капиллярных, так и гидродинамических сил.

По мере роста градиента гидродинамического давления все большая доля пор охватывается чисто гидродинамическим вытеснением и объемы защемленной насыщенности уменьшаются. При некотором критическом значении градиента гидродинамического давления движение менисков по мелким порам становится соизмеримым со скоростью вытеснения по крупным порам и гидродинамический перепад давления полностью определяет систему 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 проницаемости [147]. Этот режим является автомодельным режимом вытеснения (рисунки 1.2, 1.3) [63].

Нефтеносность и геологическое строение пласта АВ13

В условиях полимиктового песчаника пласта ЮВ1 Покамасовского месторождения при проницаемости 26 10-3 мкм2 прорыв воды произошел при закачке ее в количестве 0,289 Vп, коэффициент вытеснения в безводный период составил 0,398, а нефтенасыщенность снизилась с 0,711 до 0,428. В безводный период извлечено 80,45% общего количества добытой нефти. В водный период количество закаченной воды возросло от 0,283 до 2,0 Vп. Коэффициент вытеснения увеличился от 0,398 до 0,498, остаточная нефтенасыщенность снижена до 0,358.

В глинизированных песчаниках пласта БВ6 Локосовского и ЮВ1 Покамасовского месторождений диаграммы относительных фазовых проницаемостей имеют «псевдофобный» вид, т.е. точка равных относительных проницаемостей для нефти и воды соответствует водонасыщенности, близкой 50%. Отмеченное связано, в первую очередь, с набуханием глинистого цемента при увеличении водонасыщенности в процессе заводнения. Вследствие этого происходит отжимание капиллярно-защемленной нефти в активную зону фильтрации и расширяется область совместной фильтрации нефти и воды.

Таким образом, процесс вытеснения нефти в низкопроницаемых полимиктовых песчаниках, сцементированных малонабухающим глинистым цементом, имеет ярко выраженный поршневой характер, типичный для гидрофильных горных пород, насыщенных маловязкими нефтями. В песчаниках ачимовской толщи и юрских отложений набухание глинистого цемента увеличивает продолжительность водного периода добычи нефти и коэффициент вытеснения при проницаемости выше 10 10-3 мкм2. При сверхнизкой проницаемости (менее 10 10-3 мкм2) набухание глинистого цемента, наоборот, приводит к защемлению нефти в поровых каналах.

Сопоставление результатов фильтрационных опытов по вытеснению нефти водой с распределением пор по размерам позволяет судить о влиянии структуры порового пространства на величину начальной и конечной водо- и нефтенасыщенности (Блинов А.И., Овсюков А.В.). Так, при проведении эксперимента по вытеснению нефти водой из полимиктового песчаника (БС10) Федоровского месторождения (проницаемость по газу - 0,3 мкм2, связанная вода – 30%) получено значение коэффициента вытеснения 0,66, остаточная нефтенасыщенность при этом составила 25%. На рисунке 1.10 приведена гистограмма распределения пор по размерам образца полимиктового песчаника проницаемостью 5,3 мкм2 пласта БС10 Федоровского месторождения.

Из рисунка 1.10 видно, что доля мелких пор радиусом меньше 1 мкм составляет 30%, что соответствует величине начальной водонасыщенности, полученной методом вытеснения. Остаточная нефтенасыщенность оказалась равна 25%, что соответствует количеству пор мелкого размера, радиус которых лежит в пределах от 1 до 6 мкм. Нефть, содержащаяся в средних и крупных порах с радиусом более 6 мкм (45%), практически полностью вытеснилась водой.

Таким образом, имея представления о распределении пор по размерам, начальной водо- и нефтенасыщенности, смачиваемости, проницаемости нефтевмещающих горных пород можно, в первом приближении, прогнозировать эффективность применения новых методов увеличения нефтеотдачи для вытеснения остаточной нефти [6, 45, 47].

Существующие методы оценки ОНН в коллекторах можно разделить на две группы [63, 67]. Это прямые методы, к которым относятся измерения на керне, опробование скважин, и косвенные методы оценки ОНН, которые включают методы, основанные на использовании данных геофизических исследований скважин (ГИС), таких, как электрокаротаж, импульсный нейтронный каротаж (ИНК), метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМК), гамма-каротаж (ГК), углеродно-кислородный каротаж (С/О), диэлектрический каротаж, метод закачки химического индикатора, метод каротаж-закачка-каротаж (КЗК).

В таблице 1.3 дается сводка методов оценки ОНН, радиусов исследования и основных преимуществ и недостатков методов. Таблица 1.3 - Классификация методов оценки остаточной нефтенасыщенности Метод Глубина исследования, м Структураостаточнойнефти Преимущества Недостатки 1 2 3 4 5 Отбор керна - обычный 25 Кон.адс Кон.пл+непр. Широкая доступность Трудность получения пластовой ОНН - под давлением 25 Кон.адс,Кон.пл+непр.Кон.к-з Высокая точность Необходимостьзаложения новойскважины, полнотавноса керна от плохойдо хорошей - с помощью губки 25 Кон.адс,Кон.пл+непр.Кон.к-з -условно. Хорошая точность, недорогой Трудность получениявеличиныгазонасыщения

Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на процесс вытеснения нефти водой

Как видно из рисунка 3.4, в области низкопроницаемых коллекторов до 100 мД значения остаточной нефтенасыщенности варьирует от 15% до 35%. При этом, одной и той же проницаемости может соответствовать практически весь диапазон изменения начальной нефтенасыщенности. С увеличением проницаемости диапазон изменения Кнн сужается и изменяется от 25% до 35%, но в целом он тоже очень велик. Анализ сопоставления Кно с пористостью образцов также не выявил никакой зависимости ни в целом, ни по группам скоростей вытеснения.

Для дальнейшего анализа экспериментальные значения остаточной нефтенасыщенности были сгруппированы по интервалам значений: (0,15-0,20), (0,20-0,25), (0,25-0,30) и так далее, и проанализирована частота встречаемости образцов, входящих в выделенные интервалы во всем диапазоне имеющихся экспериментальных данных. Из гистограммы распределения параметра Кно видно, что чаще всего встречается его среднее значение, составляющее 25 - 30% (рисунок 3.6).

Этот факт указывает на большой разброс значений Кно в узком диапазоне проницаемости и при фиксированной скорости вытеснения. Следствием этого является некорректность использования в общем случае связей типа Кно = f (Кпр, Vлин, Кнн) для оценки и прогноза Кно. Поэтому, для установления зависимостей рассмотренных параметров необходимо проведение моделирования только в капиллярном режиме образования ОНН, где имеются однозначные зависимости ОНН от структуры порового пространства.

Гистограммы распределения остаточной нефтенасыщенности Динамические модели остаточной нефтенасыщенности связывают водонасыщение полностью промытой зоны (Квпп) с величиной остаточной водонасыщенности и значением комплексного параметра «П». Величина (Квпп -Ков)= (Кнн- Кно) характеризует подвижную нефтенасыщенность при данных условиях вытеснения. Она функционально связана со значениями параметра «Nc», характеризующего как условия вытеснения, так и коллекторские свойства пласта, поскольку, как указывалось, ни Кнн, ни Кно не обладают устойчивыми связями с гидродинамическими параметрами вытеснения и коллекторскими свойствами. Поэтому целесообразно проанализировать связь подвижной нефтенасыщенности с исследуемыми параметрами. Были проанализированы связи (Кнн - Кно) с проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью. Влияние начальной нефтенасыщенности на подвижную нефтенасыщенность показано на рисунке 3.7.

В данном случае, в узком диапазоне изменения проницаемости 3 – 100мД наблюдается большой разброс значений подвижной нефтенасыщенности от 15 до 50%, при этом зависимость от проницаемости отсутствует. Однако в интервале от 100 10-3 мкм2 и выше наблюдается тенденция к увеличению (Кнн-Кно) с ростом проницаемости, но в целом, зависимость не прослеживается, так как коэффициент корреляции мал.

Получение тесной взаимосвязи значений подвижной нефтенасыщенности с начальным нефтенасыщением указывает на существование более тесных связей коэффициента вытеснения с начальной нефтенасыщенностью. Коэффициент вытеснения Квыт определяется через начальную и остаточную нефтенасыщенность следующим образом: Квыт = (Кнн – Кно)/Кнн, (3.1) где Квыт – коэффициент вытеснения, доли ед.; Кнн – коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.;Кно – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, доли ед.

Так как коэффициент вытеснения зависит и от начальной и от остаточной нефтенасыщенности, то связи должны быть более тесными. Сопоставление Квыт с Кнн показало наличие тесной связи между этими параметрами (рисунок 3.8).

Коэффициент корреляции составил в среднем 0.6. Однако, наличия какой-либо зависимости между коэффициентом вытеснения и проницаемостью, а также скоростью вытеснения не выявилось.

Проведенный анализ фактических данных показал, что при проведении экспериментов по моделированию ОНН в лабораторных условиях происходят существенные изменения режимов образования ОНН, которые характеризуются отношением капиллярного перепада к гидродинамическому перепаду давлений. Следствием изменчивости условий формирования капиллярно-защемленной ОНН является выявленная неустойчивость значений Кно к изменению как ФЕС, так и условий вытеснения, что указывает на неконтролируемую реализацию капиллярно напорного режима вытеснения во время проведения опытов по вытеснению.

На этот же режим указывают и результаты сопоставления Кно с Nc (рисунок 3.9). Рассмотренные данные не попадают в диапазон капиллярного режима вытеснения, соответствующий значениям капиллярного числа от Nc = 10 -7 – 10-5 , а принадлежат диапазону Nc = 10-5 – 10-3, соответствующему капиллярно напорному режиму вытеснения.

Следовательно, данные эксперимента по вытеснению нефти водой при разных скоростях фильтрации не могут быть использованы для решения задач структуризации остаточной нефти, так как эксперимент проведен не в капиллярном режиме, т.е., не удовлетворяет условиям методики. Поэтому, становится необходимым проанализировать другой лабораторный эксперимент.

Исследование влияния неоднородности по толщине пласта на распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности

Таким образом, области малого размера не вносят значительного влияния на среднюю нефтенасыщенность. При увеличении размера области на графиках наблюдаются максимумы, при которых вытеснение усиливается и влияние зоны неоднородности становится существенным.

Как и следовало ожидать, при росте размеров неоднородности для каждого случая имеем асимптотическое приближение к различным значениям (минимального/максимального) среднего по расчётной области коэффициента капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности.

Ниже, на рисунке 4.16, представлены результаты расчетов в виде изолиний для случая, когда проницаемость внутри области неоднородности ниже, чем в целом по пласту. Размер области неоднородности представлен в виде участка квадратной формы в центре с размерами 440 на 440 м и коэффициентом проницаемости проницаемость по пласту составляет . 0,0584 10-12 м2 . Начальная также 0,0584 10-12 м2. Проницаемость изменяется за областью неоднородности. Модель девятиточечная. Для различной степени контрастности при фиксированном размере области была получена следующая картина. Начиная с некоторого момента, вытеснение нефти из зоны пониженной проницаемости полностью прекращается, при этом влияние на окружающее поле сохраняется.

На рисунке 4.17 изображены графики для трёх случаев расчёта девятиточечной модели с нагнетательной скважиной в центре при ПСС 64 га/скв: 1) однородная среда, где проницаемость в целом по пласту составляет 2) неоднородная среда с зоной неоднородности (440 440 м) в центре расчётной области, где проницаемость 0,584 10 -12 2 3) неоднородная среда с зоной неоднородности (440 440 м) в центре расчётной области, где проницаемость 0,00584 10-12 м2.

Все остальные параметры такие же, как и в предыдущих расчётах. На графике по вертикальной оси коэффициент остаточной нефтенасыщенности - в процентах, по горизонтальной оси - абсолютная проницаемость.

Как видно из графиков, коэффициент остаточного нефтенасыщения сильно зависит, как это и следовало ожидать, от абсолютной проницаемости пласта, а также от проницаемости и размеров неоднородности. При этом результаты разнятся сильнее в областях большой разницы между проницаемостью по пласту и внутри неоднородности.

Исследование влияния неоднородности по толщине пласта на распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности

В моделях выше считалось, что коллектор имеет форму прямоугольного параллелепипеда толщиной 1 м. Реальные коллектора имеют сложную форму и могут изменяться по толщине от нескольких сантиметров до десятков м. Для того, чтобы учесть этот факт, необходимо изменить вид уравнения, применяемый для плоской задачи, добавив комплекс, отвечающий за структуру толщины продуктивного пласта.

Функция H(x, y) отвечает за сложный профиль продуктивного пласта и, в частном случае, H(x,y)=const не влияла на решение. При данной постановке считаем, что проницаемость по вертикали не изменяется. Граничные и начальные условия при решении методом установления не изменяются и рассматриваемые схемы сохраняют устойчивость и сходимость. Модель коллектора приобретает трёхмерные свойства: - по вертикали абсолютная проницаемость может меняться – пренебрегаем, как было уже сказано выше; - распределение нефти в продуктивном пласте зависит от распределения гидростатического давления в коллекторе – пренебрегаем ввиду того, что даже при толщине 30 м, добавочное гидростатическое давление столба жидкости не превышает 0,3 МПа, что на порядок меньше давления породы; - изменение толщины коллектора влечёт изменение распределения давления в коллекторе – учитываем. На рисунке 4.18 представлено распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности в зависимости от толщины пласта для случая девятиточечной модели при ПСС 64 га/скв. Толщина пласта меняется по синусоиде по горизонтальной оси, чёрным цветом обозначен коллектор, как показано на профиле рисунка.

Ниже, на рисунке 4.19 представлен профиль коллектора, для которого были проведены расчеты. Здесь толщина коллектора изменяется только по одной оси расчётной области представленным образом, чёрным цветом обозначен коллектор. Расчеты были проведены для случая девятиточечной модели в зависимости от плотности сетки скважин.

Полученные результаты представлены в виде изолиний на рисунке 4.20 и графика зависимости коэффициента капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности kно.к-з от плотности расстановки скважин на рисунке 4.21.

Эволюция распределения капиллярно-защемленной ОНН при изменении толщины пласта для девятиточечной модели с разной ПСС

Как видно из рисунка выше, толщина коллектора оказывает сильное влияние на остаточное нефтенасыщение (сравнивая с рисунком 4.18). Причём характер изменения толщины пласта также оказывает влияние на остаточную нефтенасыщенность. Очевидно, что рост толщины продуктивного пласта по эффекту схож с ростом абсолютной проницаемости пласта.

Далее показаны результаты расчёта для профиля, показанного на рисунке 4.22. На рисунке показан профиль с нарастающей толщиной. Ниже, на рисунках 4.23 и 4.24 показана эволюция распределения и график зависимости среднего коэффициента капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности от объема пласта, для случая девятиточечной системы при уменьшении плотности сетки скважин.