Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ₀, его влияние на характер выработки запасов.

Безразмерная вязкость – величина характеризующая различие физических свойств нефти и вытесняющего агента (в основном воды).

Определяется отношением вязкости нефти к вязкости вытесняющего реагента (в частности воды).
_{, (10.25)}
где: µ₀ – безразмерная вязкость;
µ_н – вязкость нефти;
µ_в – вязкость воды.

В гидрофильных пористых средах (θ ≤ 30°) полнота извлечения нефти определяется прежде всего действием капиллярных сил. При малых скоростях фильтрации вода капиллярно впитывается в мелкие норовые каналы, тогда как более крупные поровые каналы остаются не охваченными вытесняющим агентом. В рассматриваемом случае капиллярные силы ухудшают условия вытеснения нефти, поскольку оставшаяся в крупных порах несмачивающая фаза находится в виде изолированных глобул или насыщает сравнительно высокопроницаемые участки однородного пласта, которые со всех сторон охвачены нагнетаемой водой. При этом оставшаяся в таком виде в норовом пространстве нефть при практически возможных скоростях фильтрации остается неподвижной.

Исходя из теоретических соображений, при повышении скорости фильтрации в крупных порах под действием градиента гидродинамического давления до скорости капиллярного проникновения в мелкие поры воды должна наступить оптимальная или критическая скорость, при которой в любом сечении линейного пористого образца фронт воды независимо от размеров поровых каналов перемещается с одной и той же скоростью. При этом должна достигаться максимальная безводная нефтеотдача.
При дальнейшем повышении скорости вода более активно проникает в крупные поровые каналы, что должно привести к расчленению нефтяной фазы на макроцелики с последующим их капиллярным диспергированием на более мелкие целики. Безводная нефтеотдача при этом должна умень­шаться.
По литературным данным отмечается две типичные зависимости без­водной нефтеотдачи от скорости фильтрации: а) безводная нефтеотдача увеличением скорости вытеснения достигает некоторого значения и стабилизируется на этом уровне; б) с увеличением скорости фильтрации безводная нефтеотдача уменьшается. Эта зависимость получена в экспе­риментах с повышенной вязкостью нефти.
В ре­зультате экспериментальных исследований на объемно-прозрачных моде­лях пористых сред, проведенных Б. Е. Киселенко, установлена связь между безводной нефтеотдачей и характером продвижения фронта воды в зависимости от отношения вязкостей нефти и воды и скоростей вытес­нения.
Анализируя кривые 1, 2, 3 (рис.10.4) можно видеть, что для каждого соотношения вязкостей (до ) существует определенный диапазон скоростей вытеснения, при которых безводная нефтеотдача остается по­стоянной и примерно одинаковой. Это область устойчивого продвижения водонефтяного контакта, где имеется благоприятное сочетание капилляр­ных и вязкостных сил в процессе вытеснения. По мере увеличения отношения вязкостей диапазон скоростей, при которых происходит устойчивое продвижение фронта вытеснения, уменьшается. При весьма высоких, а также низких скоростях вытеснения (рис.10.4, кривая 1) величина безводной нефтеотдачи умень­шается. Опыты показали, что это снижение безводной нефтеотдачи при скоростях, близких к капиллярному вытеснению, и отношениях вязкостей нефти и воды, близких к единице, связано с неравномерным продвижением водонефтяного контакта. Из-за микронеоднородности пористой среды образуются языки воды, проникающие в нефтяную часть пласта под дей­ствием капиллярных сил. Размер зоны, занятой языками воды, в экспе­риментах не превышал 20% длины модели пласта.

Рис.10.4 Зависимость безводной нефтеотдачи от отношения вязкости нефти, воды и скоростей вытеснения

С увеличением отношения вязкостей роль капиллярных языков в формировании фронта вытеснения резко уменьшается (от кривой 1 к кривой 3). При отношении вязкостей, равном 10, снижение безводной нефтеотдачи при малых скоростях не наблюдается.

При больших скоростях (больших критических) наступает снижение безводной нефтеотдачи (кривая 1), что объясняется нарушением устой­чивости продвижения водонефтяного контакта. Наблюдается вязкостная неустойчивость, при которой вода в виде языков проникает в нефтяную часть пласта. С увеличением отношения вязкостей нефти и воды (кривые 1, 2, 3) вязкостная неустойчивость наступает при более низких скоростях вытеснения, т. е. уменьшается диапазон скоростей, при которых проис­ходит устойчивое продвижение водонефтяного контакта.
В опытах при отношениях вязкостей и выше практически ни при каких скоростях вытеснения не удавалось получить устойчивого продвижения водонефтяного контакта. О неустойчивом продвижении можно заключить и из анализа кривых 4, 5, 6 на рис.10.4.
Одним из способов повышения коэффициента нефтеотдачи залежей вязкой нефти является искусственное снижение отношения вязкостей нефти и воды (закачка загущенной воды).
Графики, построенные по результатам экспериментов по закачке загущенной воды (вода и глицерин) при постоянной скорости вытеснения (v = 0,008 см/с), приведены на рис.10.5.

Рис.10.5 Зависимость нефтеотдача от количества прокачанной жидкости
Опыты были продолжительные, причем количество закачанной в пласт воды было доведено до двух объ­емов. По данным всех кривых нефтеотдача при дальнейшей прокачке после прорыва воды через пласт продолжает нарастать. Однако достигаемая нефтеотдача оказывается различной, чем больше отношение вязкостей, тем она меньше.
Применение загущенной воды позволяет увеличить нефтеотдачу, что можно установить путем сравнения кривых 2 и 3 с кривой 4. Выше оказалась нефтеотдача и в том случае, когда закачку загущенной воды производили с самого начала процесса вытеснения (кривая 2). Когда же загущенную воду закачивали после того, как из модели пласта добыли около одного объема жидкости, первоначально находившейся в пласте, т. е. пласт был значительно заводнен (кривая 3), нефтеотдача оказалась ниже. Однако загущение воды не дает возможности получить при одной и той же величине μ₀ такую же нефтеотдачу, как при нефти с меньшей вязкостью (кривая 1).
Совместное рассмотрение кривых 2 и 3 на рис. 10.5 приводит к выводу, что загущенная вода дает лучший результат при закачке ее с самого начала процесса.
Безразмерная вязкость существенно влияет на характер эксплуатации скважин, выработку запасов и параметры разработки залежи. На рисунке 10.6 представлены кривые зависимости КИЗ от обводненности добываемой продукции при различных безразмерных вязкостях.

Рис.10.6 Кривые зависимости КИЗ от обводненности добываемой продукции при различных безразмерных вязкостях

Исходя из графика, можно выделить 3 области с различными показателями: 1 - µ0=3; 2 - µ0<3; 3 - µ0>3

1. 
   При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента равной 3 (или близкой к 3) обводненности добываемой продукции происходит постепенно, по линейному закону. Это связано с тем, что из-за незначительной разницы в вязкостях прорыв закачиваемого реагента по пласту происходит поинтервально и постепенно.
   
2. 
   При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента меньше 3 наблюдается продолжительный период безводной или низкообводнённой эксплуатации. Это связано с тем, что закачиваемый реагент наиболее полно вытесняет нефть из пор, движется по пласту с меньшей скоростью. Но при дохождении фронта вытеснения до добывающих скважин происходит мгновенное их обводнение. В связи с тем, что в весь нефтяной вал был вытеснен перед фронтом. При этом возможен перевод обводившихся скважин под нагнетание.
   
3. 
   При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента выше 3 происходит быстрый прорыв закачиваемого вытесняющего реагента к добывающим скважинам. Сначала по системе трещин и впоследствии к обводнению всего интервала. Из-за значительной разницы в вязкостях нефть остаётся захороненной в породе в низкопроницаемых поропластах, фронт вытеснения не равномерен, к скважинам прорываются языки воды.
   

С ростом µ₀ (при одинаковой насыщенности породы) доля нефти в потоке жидкости будет падать.
Снижение µ₀ приводит к разработке месторождения с более низким водо-нефтяным фактором. Это в свою очередь позволяет в процессе разработки добывать меньше закачиваемой воды, что ведёт к снижению затрат на её отделению, обработке и закачке обратно в пласт.
Методы применяемые для снижения µ₀:

1. 
   Снижение вязкости нефти – для снижения вязкости необходимо повысить температуру пласта, тем самым и нефти. Для этого используют закачку пара, горячей воды, внутрипластовое горение.
   
2. 
   Увеличение вязкости закачиваемого реагента – для увеличения вязкости используют специальные загустители. Закачка полимеров. Сшитых компонентов с водой.
   

Метод снижения µ₀ выбирают на основе экономической целесообразности (учитывая затраты на технологию с одной стороны и увеличение КИН и снижения обводненности с другой).