Теоретические основы вытеснения легкой нефти холодной водой

В естественных условиях более распространены залежи, которые разрабатываются непосредственно на напорных режимах (режимы работы могут воспроизводиться и поддерживаться либо искусственно методом нагнетания воды в залежь либо же газа). Нефть из вышеуказанных залежей вытесняется наружными р/а – краевой или же нагнетаемой водой, либо свободным газом, извлеченным из газовой шапки либо газом, который дополнительно нагнетаются в пластовую систему с поверхности. Невзирая на имеющие место различия в некоторых моментах процесса, общая схема достижения вытеснения УВ водой или газом имеет довольно много схожих деталей.
Нефть и вытесняющий р/а движутся сразу по капиллярам пористой среды, и, однако, полного вытеснения углеводородов замещающими ее агентами никогда не случается, поскольку что газ, что вода не способны воздействовать на нефть как «поршни». Как результат, неоднородности размеров у пор в самом процессе замещения вытесняющий р/а, который представляет собой либо газ с сравнительно небольшой вязкостью без исключений опережает нефть. Насыщение углеводородопродуктивной породы фазами, и как следует из этого, и сама действенная проницаемость для извлекаемого УВ и вытесняющих р/а безпрерывно меняются. При большей водонасыщенности, к примеру, до шестьдесяти процентов, возрастает число водонасыщенных каналов в потоке, поскольку возрастает действенная проницаемость такой породы для воды. Таким образом, углеводороды уже не способны вытесняться из пор, а только стремительней увлекается струёй воды. Это означает, что по всей длине пласта проявляется несколько зон, обладающих разной водонефтенасыщенностью. Традиционная картина изменчивости водонасыщенности по протяженности пласта при вытеснении углеводородов водой демонстрирует рисунок 1.1. Данная схема подтверждается всеми исследователями, как общий результат проявления сил капиллярных, а также гидродинамических.
Водонасыщенность пластовой системы миниатюризируется от наибольшего значения Smax, который соответствует непосредственно конечной нефтеотдаче для исходного или начального фронта нагнетания воды, до значения насыщенности непосредственно для связанной воды Sп. В пластовой системе при всем этом можно отметить целых три различные зоны. В первой можно наблюдать, как водонасыщенность меняется от Smax до Sф, на условном фронте извлечения она снижается по своей направленности ближе к нефтенасыщенной части пласта. Данный участок дает более общую характеристику зоне водонефтяной консистенции, где равномерно происходит процесс вымывания углеводорода.
Рисунок 1.1 - Изменение по нефтеводонасыщенности по длине пласта всего при вытеснении углеводородов водой
2-ой участок (зона II) имеет значительный уклон кривой, он представляет собой некую переходную зону от, так называемого, вымывания нефти (зона I) в зону III движения нефти. Эту зону также принято отождествлять с непосредственно стабилизированной. Длина такой зоны в системе пласта может достигнуть нескольких метров.
Схожее распределение фаз УВ в пласте появляется и при нефтяном вытеснении газом. Разница заключается преимущественно количественная в силу с различной вязкости воды и газа.
Без учета свободного газа из газовой шапки, нефть в пластовых условиях закономерно может вытесняться в том числе и газом, который выделяется непосредственно из раствора. Время от времени растворенный газ является первостепенным источником энергии для разработки залежи. Энергия растворенного газа может проявляться в случаях, когда давление нефти самой залежи становится значительно ниже, чем давление насыщения газом.
Такой газ с понижением давлением сначала выделяется у плотной поверхности, в силу того, что затрачиваемая работа, которая нужна для образования газовых пузырьков у стенок (кроме путей полного смачивания поверхности физического тела жидкостью), гораздо меньше, чем это нужно для его образования в более свободном пространстве воды. После непосредственного образования пузырьков газонасыщенность структуры необратимо возрастает.
Сначала газовые пузырьки находятся на дистанции между собой, однако, равномерно расширяясь, происходит такое, что газонасыщенные участки могут соединяться.
После образования газовых пузырьков они теснят жидкие УВ из пласта в том объеме, в котором занимают поровое пространстве

. Этот процесс вытеснения будет длиться вплоть до того времени, пока газонасыщенные области перемежаются с нефтью (то есть до образования газонасыщенных участков). продуктивность извлечения жидких УВ газом снижается пропорционально росту газонасыщенности пор пласта, в связи с тем, что небольшая вязкость газа придает дополнительные резервы для того, чтобы эффективно передвигаться к скважинам, в зоны, обладающим пониженным давлением (к забоям), по газонасыщенным участкам.
Общеизвестно, что в процессе вытеснения нефти прохладной водой механизм его определяется, как правило, поверхностно-молекулярными и капиллярными действиями, которые происходят в пласте, которые в свою очередь зависят от параметров нефти, пластовой воды и коллектора. В результате неоднородности размеров поровых каналов и неблагоприятного соотношения вязкостей нефти и воды крайняя двигается с опережением, создавая сзади водонефтяного контакта зоны разной водонасыщенности.
При действии на пласт горячей водой за счет больших скоростей капиллярной пропитки происходит опережение главного фронта вытеснения, в итоге чего впереди его создается зона двухфазной консистенции. Все эти явления понижают фазовую проницаемость для нефти в области водонефтяного контакта, создают капиллярные сопротивления фронту вытеснения и несколько понижают продуктивность вытеснения по соотношению с паром.
Изучение итогов огромного числа исследовательских работ, которые были посвящены этой дилемме, дают возможности прийти к соответствующему выводу о наличии некой связи меж капиллярными качествами пластовой системы и наличии зависимости КИН от скорости извлечения нефти водой. Во всех аналогичных вариантах, когда пласт проявляет себя гидрофобым и капиллярные силы оказывают противодействие извлечению нефти из пористой среды, КИН непосредственно увеличивается с ускорением видимого продвижения ВНК (т.е. пропорционально с ростом величины градиента давления). Когда же капиллярные силы ослаблены (что происходит в результате низких величин поверхностного натяжения, и при проницаемости пород свыше 1–2 мкм2 и пр.), скорость нефтеизвлечения водой не оказывает закономерное влияние на КИН.
На практике нередко попадают залежи нефти, разные по степени их неоднородности продуктивных пород и по свойственному им строению пластов. Здесь на зависимость КИН от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают своё воздействие, не считая физико-химических характеристик пластовой системы, все остальные причины. Например, наряду всевозможных случаев присутствуют факты включения в процесс дренирования с повышением депрессии тех пропластков, которые прежде (при наименьших перепадах давлений) не проявили себя в притоке нефти. С ростом депрессии начинаются процессы перераспределения давления в пластовых системах при соответственных изменениях геометрии потока, который охватывает доп участки пласта, до этого не много отдававшие нефть. Есть и прочие причины, которые влияют на КИН из естественных пластов, в т. ч. на зависимость от величин депрессии. Потому вероятны разные коэффициенты нефтеотдачи даже без наличия зависимости от физико-химических характеристик пласта.
По итогам наблюдений увеличение величины градиентов давлений в пластовой системе оказывает благоприятное воздействие на КИН залежей нефти, которые приурочены к неоднородным коллекторам.
В согласовании с одной из общепризнанных схем, вытеснение такой нефти водой из нефтенасыщенной среды представляется схожим тому, как, например, вода, которая снизу подается в расположенную вертикально поставленную трубу, и при фильтрации замещает находившуюся здесь ранее более легкую, чем вода, жидкость. Схожее вытеснение получило звание поршневого [33].
Развитие исследований процесса извлечения нефти водой демонстрирует, что водонефтяная смесь движутся в пористой среде вместе и даже в однородной среде четкого разграничения областей для движения такой смеси нет, более того, возникает занятая водой прослойка, в которой имеется подвижная вода (в некоторых случаях - подвижная нефть) в определенной части уже заводненной области