Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 [ 16 ] 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

			/г /з s у
			/4" / /

Рис. 2.6. Зависимость касательного напряжения сдвига т от градиента скорости сдвига du/dy (реологическая кривая) для различных жидкостей:

/ - дилатантная; 2 - ньютоновская; 3 - ньютоновская тиксотроПная (тело Оствальда); -псевдопластичная (тело Шведова); 5 - вязкопластичная (общий случай); б - вязкопластичная (тело Бингама); 7 - тиксотропно-пла-стнчная жидкость

Для аномальной вязкопластичной жидкости (или псевдопластичной) можно ввести аппроксимационную величину то, называемую динамическим напряжением сдвига, и тогда описать течение уравнением (2.127) при е=то. Отождествляя неньютоновские нефти с вязкопластичной жидкостью, А. X. Мирзаджанзаде в 1953 г. предложил записывать обобщенный закон Дарси в виде:

igrldpl "Р" lgradp>Y; (2.128)

1 = 0 при gradp<7.

Здесь у -начальный (предельный) градиент давления, расходуемый на преодоление напряжения сдвига то и связанный с То и проницаемостью k соотношением:

Т = ас-. (2.129)

где Ос - безразмерный (структурный) коэффициент, зависящий от структуры порового пространства (ас = 0,0162-0,018). Исследования показали, что для ряда месторождений СССР у = 0,0012-0,015 МПа/м. Проявление предельного градиента давления (нелинейные эффекты) возможно при взаимодействии заполняющей пористую среду жидкости со скелетом, а также при фильтрации газа через глинистые пласты, содержащие остаточную воду. Неньютоновские свойства пластовых систем в целом проявляются только при малых скоростях фильтрации и в средах с малой проницаемостью. В пористой среде с широким спектром распределения пор (микрокапилляров) по радиусам при увеличении градиента давления движение начинается вначале в наиболее крупных порах, а по мере увеличения градиента давления движением охватываются все более мелкие поры. Чем больший разброс размеров пор, тем больше отличается фактическая фильтрация от идеализации согласно уравнению (2.128). 98

Рис. 2.7. Индикаторные линии скважии {а, б) и профиль притока нефти (е) из трех пропластков при разных депрессиях (Дрь ДРг, Дрз) и соответствующих дебитах (Qi, Qj, Qs):

/, - сообщаюп4неся и нecooбпaющиecя пропластки

При фильтрации с предельным градиентом давления дебит скважины можно представить обобщенной формулой Дюпюи:

„ 2nfeft (Др -Дро) у=-Б-

(2.130)

где Ар=рпл-Рз - перепад давления между контурами с радиусами У?к и Гс\ Аро=7(Лк-Гс) -начальный перепад давления (аппроксимационная величина аналогична то), при превышении которого осуществляется приток жидкости в скважину (рис. 2.7, а).

Исследованиями, проведенными, например, на скважинах месторождения Узень, установлено, что Дро достигает 1-2 МПа. Следовательно, неньютоновский характер пластовых нефтей должен влиять на процессы разработки залежи, охват залежи воздействием и нефтеотдачу.

При наличии в разрезе продуктивного пласта пропластков, характеризующихся разными значениями начального перепада давления Дро,- (t -номер пропластка), индикаторная диаграмма представляется ломаной линией, а в случае сообщающихся пропластков- плавной кривой (рис. 2.7, б), что свидетельствует об изменении гидропроводности пласта. Отсюда можно проследить связь между изменением эффективной (работающей) толщины пласта Лэф и нелинейными эффектами с изменением перепада давления (рис. 2.7, бив). Поскольку с ростом перепада давления Др увеличивается число пропластков, в которых движется нефть, то снимая профили притока (измеряя дебит каждого пропластка Qi,j, i-номер пропластка; / - номер режима) при различных режимах (депрессиях Apj), можно обнаружить 4* 99

изменение увеличение) эффективной толщины пласта (охват разработкой по толщине) за счет подключения к работе различных пропластков (см. рис. 2.7, в), где / - номер режима работы. При первом режиме кэф = ки при втором -/гэф = Л]-f/i2 и только при третьем режиме эффективная толщина равна нефтенасыщенной (Лэф = Л).

При фильтрации к скважине или группе скважин градиент давления различный в разных точках пласта. С удалением от скважины градиент давления уменьшается и может принять значения, равные или меньше значения предельного градиента давления. В таких точках движение нефти практически отсутствует, значит образуются застойные зоны или целики неподвижной остаточной нефти. Вытесняющая вода быстро прорывается в добывающие скважины. М. Г. Бернадинером, В. М. Битовым и др. проведены исследования размеров застойных зон. Размеры застойной зоны и коэффициент охвата пласта зависят от параметра Хс= (Qii) / (kyL), где Q -дебит скважины на единицу толщины пласта; L - характерный линейный размер области фильтрации (например, половина расстояния между соседними скважинами); р, - вязкость вытесняющей жидкости. Коэффициент охвата пласта вытеснением увеличивается с ростом параметра Яс. При увеличении параметра Хс от О до 5 предельный коэффициент охвата пласта в пятиточечной схеме заводнения повышается с О до 0,8, а при дальнейшем росте Яс до 10 коэффициент охвата увеличивается практически до единицы, как при вытеснении ньютоновской нефти. Например, в случае двухслойного пласта с толщиной высоко- и малопроницаемого пропластков соответственно 0,8 и 3,2 м, проницаемостью 0,5 и 0,125 мкм2, 71 = 0,002 МПа/м, 72 = 0,004 МПа/м, L = 250 м при Q = 50 мЗ/(суТМ) предельный коэффициент охвата по площади в высокопроницаемом слое равен 0,9, малопроницаемом - 0,5. Для залежей вязкопластичных нефтей большие коэффициенты нефтеотдачи могут быть достигнуты одновременным применением плотной сетки скважин и высокими темпами отбора жидкости.

Анализ промысловых данных по залежам Азербайджана (А. X. Мирзаджанзаде и др.) показал, что при заводнении для залежей с неньютоновской нефтью нефтеотдача (0,35) меньше, чем нефтеотдача залежей с ньютоновской нефтью (0,49). В. В. Девликамов, 3. А. Хабибулин и другие установили, что влияние аномалий вязкости на процесс разработки залежи можно несколько уменьшить или предотвратить. Так как у ано-мальновязких нефтей структура с течением времени упрочняется, то по возможности необходимо исключать и сводить к минимуму остановки скважин, особенно обводняющихся. В процессе разработки залежей с аномальными свойствами нефти в приконтурных зонах (вследствие окисления нефти пластовой 100

водой) нецелесообразно вытеснять нефть от периферийных зон к центральным.

К месторождениям с аномальными свойствами нефтей по данным Г. Ф. Требина можно отнести около 25 % всех месторождений страны (Азербайджан, Татария, Башкирия, Мангышлак и др.). Большинство из них содержит значительное количество парафина с температурой насыщения, близкой к начальной пластовой температуре, и асфальтосмолистых веществ. Лабораторными исследованиями процесса фильтрации высокопа-рафииистой нефти месторождения Узень установлено, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его кристаллизация, которая сопровождается появлением структуры в нефти, а также закупоркой части норовых каналов и затуханием процесса фильтрации. Охлаждение нефти может происходить в призабойной зоне и в пласте при вскрытии продуктивного пласта, проведении некоторых интенсифицирующих и ремонтных работ, сопровождающихся закачкой в скважину больших объемов холодных жидкостей, при притоке газированной нефти за счет дроссельных эффектов и при закачке воды или газа в пласт. Это приводит к уменьшению притока высокопарафинистой нефти и снижению коэффициента охвата разработкой по толщине пласта. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения вследствие выделения метана, этана и других углеводородных газов усиливаются структурно-механические свойства нефти, поэтому разга-зирование аномальных нефтей в пласте недопустимо. Однако при большом количестве растворенного в нефти азота выделение его из нефти приводит к существенному снижению динамического напряжения сдвига и уменьшению вязкости нефти, так как при снижении давления из нефти прежде всего начинает выделяться азот и в то же время именно растворенный азот вызывает наиболее интенсивное структурообразование.

При закачке холодной воды в пласт температура на забое быстро приближается к устьевой температуре закачиваемой воды. Соотношение между радиусами фронта гидродинамического вытеснения ф (граница раздела нефть - вода) и температурным фронтом Rr установлено из условий теплового и материального баланса в виде

V Сп ms

(2.131)

где Сеж, Сп - теплоемкости соответственно жидкости и пористой среды; т - пористость; s - средняя водонасыщенность за фронтом вытеснения.

В конкретном случае при т=0,3; Сж/Сп=1,3; s=0,5 имеем /?Ф = 3 7?. Согласно исследованиям ВНИИнефть.тепловой фронт

может отставать от фронта вытеснения в 4-5 раз и более. Так как скорость перемещения фронта вытеснения прямо пропорциональна проницаемости, то в высокопроницаемом пропластке фронт вытеснения уйдет дальше, чем в малопроницаемом, а в зависимости от соотношения проницаемостей возможно охлаждение нефти в малопроницаемом пропластке, увеличение ее вязкости, выпадение парафина, проявление структурных свойств и затухание фильтрации (нефть «замерзает»). Результаты исследований С. В. Сафронова и Е. В. Теслюка показывают, что использование при внутриконтурном заводнении Узеньского месторождения холодной воды (10-20 °С) приводит к охлаждению пластов, выпадению в пористой среде парафина и уменьшению конечной нефтеотдачи на 9-12 % по сравнению с нефтеотдачей при поддержании пластовой температуры (45 %). Поэтому для таких залежей необходимо поддержание не только давления, но и температуры, а еще лучше повышение ее. Повышение температуры способствует существенному ослаблению структурно-механических свойств нефти. Внутриконтурное заводнение горячей водой осуществляется в крупном масштабе на Узеньском месторождении, в основные пласты которого ежегодно закачивается около 40 млн. м горячей воды.

Более сложна зависимость характеристики вытеснения и нефтеотдачи от свойств нефти и условий течения при проявлении вязкОупругих (релаксационных) свойств нефти (Усинское, ВозейскОе и другие месторождения). Такими свойствами чаще всёгО характеризуются тяжелые нефти (с плотностью обычно более 934 кг/м). Вязкоупругие свойства выражаются увеличением кажущейся вязкости (сопротивления движению) с ростом скорости фильтрации в каналах переменного сечения. В более крупных порах кажущаяся вязкость может быть выше, чем в мелких, что приводит к выравниванию скоростей движения жидкости в порах разного размера. При вытеснении вязкоупру-гОй нефти водой выявляются две противоположные тенденции: с повышением скорости фильтрации (или градиента давления) возрастает кажущаяся вязкость нефти, что вызывает снижение коэффициента вытеснения; увеличение кажущейся вязкости в большей степени проявляется в более проницаемых прослоях, в результате чего выравнивается фронт вытеснения и повышается коэффициент охвата по толщине.

В реальных условиях положение осложняется еще и тем, что одна и та же нефть при малых скоростях проявляет свойства псевдопластичной, а при больших - вязкоупругой (дилатант-ной) жидкости. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вязкости нефти, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта изменяется более сложно. Лабораторными экспериментами и расчетами на основе модели БакЛея - Леверетта обнаружено увеличение нефтеотдачи при вытеснении вязкоупругих 102

систем по сравнению с ньютоновскими. Как правило, вязкоупругие нефти обладают высокой вязкостью. Выявлена немонотонность зависимости коэффициента вытеснения от температуры и наличие оптимального интервала температур (40-50 °С). Эти вопросы требуют дальнейшего исследования.

Определение показателей разработки месторождений с аномальными нефтями сводится к расчетам процесса вытеснения нефти и температурного поля. Система дифференциальных уравнений неизотермической фильтрации многофазной жидкости решается численным методом с использованием ЭВМ [9].

§ 2.7. особенности разработки месторождении с трещиноватыми коллекторами

В настоящее время с трещиноватыми коллекторами связано около 60 % залежей углеводородов и больше половины мировой добычи нефти.

Трещиноватость - повсеместная рассеченность горных пород макро- и микротрещинами - присуща в той или иной степени всем (карбонатным и терригенным, кроме сыпучих) горным породам. Трещиноватыми коллекторами называют такие коллекторы, фильтрационные свойства которых обусловлены преимущественно или в значительной степени трещиноватостью. Пустоты трещиноватых коллекторов представлены трещинами, кавернами и их сочетанием с порами. В зависимости от преобладания этих пустот различают разные группы трещиноватых коллекторов (трещиновато-кавернозные, трещиновато-пористые и т. д.).

Трещины выявляются как при разведке, так и при разработке нефтяных месторождений. Размеры и густота трещин (линейная плотность - число трещин, секущих единицу длины нормали, проведенной к поверхности трещин) зависят от литологии (вещественного состава) и толщины-пластов, в которых эти трещины развиваются. По этому признаку выделяют трещины первого порядка, которые секут несколько пластов, и трещины второго порядка, ограниченные одним пластом. Трещины первого порядка имеют протяженность (длину) по простиранию пород (вдоль пласта) в пределах метров и сотен метров, а раскрытие (ширину) в пределах миллиметров - сантиметров. Трещины с большим раскрытием (условно более 100 мкм) относят к макротрещинам, тогда как микротрещины - это трещины с ограниченной длиной и раскрытием. Исследованию по керну, поддаются микротрещины, так как при выбуривании он разрушается по макротрещинам.

На основе прямых исследований выделяют закрытые (заполненные твердым веществом - минералами, битумом) и откры-