2.3 ОЦЕНКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ИХ КАПИЛЛЯРНЫХ И КАПИЛЛЯРНО-ГРАВИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ

Поскольку природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные системы, то на распределение в их емкостном пространстве воды, нефти и газа, а также на извлечение этих флюидов из недр, существенное влияние оказывают различные капиллярные эффекты. Как писал А.А. Ханин, ссылаясь на Л.В. Лютина: «Если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то вытеснение нефти из пористой среды происходило бы полностью».

Значительные потери нефти связаны с неучетом капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров при определении системы разработки нефтяных месторождений традиционным методом заводнения.

Применение метода заводнения на нефтепромыслах мира в гидрофильных коллекторах, содержащих залежи несложного строения, обеспечило высокую эффективность разработки месторождений при относительной простоте осуществления процесса нагнетания воды в пласт и при практически повсеместной доступности этого вытесняющего агента. Подсказала метод сама природа, когда в 1865 г. на месторождении Пишхоуэл Сити в Пенсильвании во время дождя вода заполнила затрубное пространство некоторых скважин (в то время скважины не цементировались), что создало репрессию на пласт, и в некоторых скважинах повысились дебиты нефти. Целенаправленно первое площадное заводнение применили в 1924 г. на месторождении Брэдфорд в США. В России этот метод впервые был применен в 1948-1951 г.г. на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях, открытых в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. При этом текущая нефтеотдача достигала 60%.

Следует отметить, что в Урало-Поволжье продуктивные песчаные породы девона и карбона представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками с высокой степенью гидрофильности. Кварц является высокогидрофильным минералом и концентрация его в породе существенно определяет ее смачивающие свойства. Однако, в те времена вопросам смачиваемости при составлении проектов разработки нефтяных месторождений практически не уделяли существенного внимания. В 60-х годах прошлого столетия метод заводнения начали применять в Западной Сибири, где нефтеотдача, в зависимости от геолого-физических условий, составляет на сегодняшний день от 10% до 40%, т.е. до 90% нефти остается в недрах.

Согласно, при всем разнообразии характера нефтеизвлечения в зависимости от физико-геологических условий в залежах и от истории разработки по меньшей мере можно выделить три вида капиллярно-удержанной нефти:

1. Рассеянная нефть, находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающей поверхность твердой фазы. Эта нефть представляет фон, на котором выделяются более крупные целики остаточной нефти. Существующими методами разработки такой вид капиллярно-удержанной нефти извлечь практически невозможно даже из сравнительно высокопроницаемых коллекторов, так как здесь капиллярное давление достигает десятков килопаскалей. Поэтому для вытеснения капель нефти, сравнимых по величине с радиусом пор, требуются градиенты давления значительно превышающие градиенты давления, создаваемые в нефтяных пластах в процессе разработки.

2. Целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся вследствие неоднородности пласта. Размеры этих объемов нефти могут достигать десятков метров. В гидрофильных породах эти целики за фронтом вытеснения остаются в относительно крупнопоровых фациях, поскольку в этом случае нагнетаемой в пласт воде энергетически выгоднее поступать в относительно мелкие поры. Для поступления в крупные поры в гидрофильном коллекторе воде необходимо преодолеть капиллярное давление. Поэтому вода движется по пути наименьшего сопротивления, обходя крупнопоровые фации по относительно мелкопоровым, образуя языки обводнения, или же вовсе уходя за контур нефтеносности. Обратная картина наблюдается в гидрофобном коллекторе.

3. Целики нефти в тех фрагментах пласта, где процесс вытеснения происходит значительно медленнее, чем на других его участках. К этому виду можно отнести, например, нефть в блоках трещинно-порового коллектора со сверхкапиллярными трещинами. Очевидно, что вода достаточно быстро вытесняет нефть из трещин, тогда как вытеснение нефти из блоков за счет самопроизвольной пропитки в гидрофильном коллекторе существенно отстает от ее извлечения из трещин. В коллекторе же преимущественно гидрофобном некоторая доля нефти из блоков может быть вытеснена только за счет гравитационных сил. Однако, это возможно только в том случае, когда высота блока превышает высоту капиллярного поднятия нефти. Очевидно, что применяемый на промыслах, гидроразрыв пласта формирует порово-трещинный коллектор. При этом продуктивность скважин повышается за счет вытеснения нефти из трещин. Остающиеся же в блоках значительные объемы нефти могут быть безвозвратно потеряны, что существенно может понизить конечную нефтеотдачу.

В настоящее время основным и наиболее распространенным способом добычи нефти является заводнение, применяющееся на нефтяных промыслах в различных модификациях.

По свидетельству М.Т. Аббасова и др., конечная нефтеотдача при заводнении по нефтепромыслам мира изменяется в зависимости от свойств нефти и характеристик продуктивных пластов от 25 до 60%. Известны и меньшие ее значения, например, для залежей нефти в юрских отложениях Западной Сибири, где коэффициент извлечения нефти зачастую не превышает 10%.

Многие специалисты в области разработки нефтяных месторождений относят заводнение к наиболее эффективному способу и считают, что он будет превалировать и в ближайшем будущем. В связи с этим, а также по причине больших объемов нефти, оставляемых в недрах при заводнении необходимо углублять изучение капиллярных сил определяющих взаимодействие и взаимовлияние воды нефти и породы-коллектора в процессе вытеснения из пласта одного флюида другим, в частности, с целью дифференциации месторождения по характеру реакции нефти на воздействие заводнением. Очевидно, что эти данные окажутся полезными при промышленной оценке залежей нефти и при проектировании их разработки.

Согласно закону Юнга-Лапласа, а также свойству жидкостей самопроизвольно занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде - мелкие. Обратное распределение воды и нефти происходит в гидрофобном коллекторе.

Как известно, процессы вытеснения одного флюида другим из поровой среды в зависимости от ее смачиваемости подразделяют на пропитку и дренирование.

Процесс дренирования соответствует вытеснению смачивающего флюида не смачивающим, например, вытеснению в гидрофильном коллекторе воды нефтью при формировании залежи. При этом капиллярные силы совместно с вязкостью противодействуют вытеснению. При разработке залежи нефти, содержащейся в гидрофобном коллекторе, методом обычного заводнения, что, в общем-то, недопустимо, также реализуется процесс дренирования. В этом случае капиллярные силы принуждают нагнетаемую в пласт воду занимать наиболее крупные поровые каналы и трещины, по которым она достаточно быстро прорывается через залежь к добывающим скважинам, увлекая за собой случайные объемы нефти и нарушая монолитность нефтяного скопления. По экспериментальным данным американских исследователей, при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить около 45% нефти, тогда как из гидрофобной - не более 5%.

Процесс пропитки осуществляется при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора. Попадая в гидрофильный коллектор и смачивая поверхность твердой фазы, вода способна освобождать даже ту нефть, которая удерживается силами адгезии. Поэтому эффективность метода заводнения в коллекторе с высокой степенью гидрофильности, как, например, на месторождениях Урало-Поволжья, достаточно высока.

Продуктивные породы Западной Сибири, в отличие от мономинеральных кварцевых коллекторов Урало-Поволжья, представлены полимиктовыми песчаниками, в которых, наряду с кварцем, в значительном количестве содержатся полевые шпаты, зачастую в породах присутствует карбонатный цемент. Так же, в отличие от палеозойских песчаников Урало-Поволжья, песчаники Западной Сибири являются более мелкозернистыми, характеризуются, как правило, более высокими значениями удельной поверхности и более высокой адсорбционной способностью. Мера гидрофильности пород-коллекторов Западной Сибири существенно ниже. Во-первых, это обусловлено их вещественным составом и, во-вторых, большей предрасположенностью к гидрофобизации путем адсорбции растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти. Адсобционные явления могут со временем привести к полной гидрофобизации изначально гидрофильного коллектора. По данным Г.В. Рудакова и др., исследовавших поверхностно-молекулярные свойства пород-коллекторов некоторых нефтяных месторождений Западной Сибири, степень гидрофобности продуктивных песчаников на изученных этими исследователями пяти месторождениях составляет от 53 до 100%.

Наиболее предрасположены к гидрофобизации в Западной Сибири песчаные породы юрского возраста, обладающие изначально слабой степенью гидрофильности.

Таким образом в Западной Сибири наряду с широким распространением гидрофильных пород-коллекторов существенную долю составляют коллектора гидрофобного класса.

Если при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора капиллярные, гравитационные и гидродинамические силы, создаваемые системой ППД, действуют однонаправлено, то в случае гидрофобного коллектора капиллярные силы противодействуют гравитационным. Для предсказания характера вытеснения нефти из гидрофобного коллектора может быть использована капиллярно-гравитационная модель залежи. Основой ее построения может являться капиллярно-гравитационное отношение (КГО). Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что вытеснение нефти происходит тем быстрее, чем ниже значение этого параметра.