Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

7.4. Формы существования остаточной нефти в пласте.
При разработке 
эксплуатационных объектов нефтяных месторождений на естественных 
режимах или с воздействием на пласт, в коллекторах остаются зоны, в ко-
торых остаются остаточные подвижные запасы нефти. Извлечение таких 
запасов из разрабатываемых пластов является необходимым условием уве-
личения нефтеотдачи, способствует достижению проектных показателей 
разработки [20].
По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) коли-
чественно распределены следующим образом [1]: 
1.
нефть, оставшаяся в низкопроницаемых пропластках (прослоях), и 
участках, не охваченных водой – 27%; 
2.
нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%; 
3.
нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых 
скважинами – 24%; 
4.
капиллярно-удерживаемая и пленочная нефть – 30% 
Остаточная нефть 1) –3), которая не охвачена процессом заводнения 
вследствие высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и за-
стойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляет 70% 
всех остаточных запасов. Представляет основной резерв для увеличения 
нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой остаточной части 
нефти можно в результате совершенствования существующих систем
и технологий разработки, а также засчет применения гидродинамических 
методов увеличения нефтеотдачи пластов. 
Остальная часть 4) остается в обводненных коллекторах вследствие их 
микронеоднородности и может извлекаться в результате воздействия на 
нее различных физических и физико-химических методов. 

---

Состав остаточной нефти в пласте. 
Изменение свойств нефти в про-
цессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сто-
рону уменьшения плотности добываемой нефти. Утяжеление нефти связано
с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких 
фракций нефти при дегазации, а также окислением нефти при взаимодей-
ствии с закачиваемой водой, за счет гравитационного перемещения в глубь 
залежи утяжеленных нефтей. Более легкие нефти могут оставаться в верхних 
частях антиклинальных складок. Свойства нефти могут, изменяются в пре-
делах небольших участков одного и того же продуктивного пласта. 
 
Силы, удерживающие остаточную нефть. 
Наличие остаточных запа-
сов нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлено малой скоро-
стью фильтрации нефти в низкопроницаемых зонах, слоях, пропластках
и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольмата-
цией призабойных зон пласта при бурении и нагнетании воды.
 
Силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвиж-
ными фазами, подразделяются на силы вязкости (вязкостные), поверхност-
ные, гравитационные и упругие силы. 
Поверхностные или капиллярные силы создают на границе раздела 
жидких фаз давление порядка 0,01–0,3 МПа. Величина поверхностных сил 
определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой 
среды, размером поровых каналов. 
Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорциональ-
ны вязкости нефти. При больших коэффициентах динамической вязкости
в коллекторах возникают критические градиенты давления или начальный 
градиент давления, препятствующие фильтрации нефти (приложение 3). 
Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент дав-
ления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величи-
на этого градиента может составлять 0,1–10 МПа/м. В результате происхо-
дит всплытие в воде нефти или газа в нефти. 
Упругие силы возникают в результате изменения напряженно–
деформируемого состояния пласта вследствие снижения пластового давле-
ния. Вызывают закупорку поровых каналов, уменьшение микротрещин и, 
следовательно, способствуют появлению остаточной нефтенасыщенности.