Физика пласта: Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 32

 На забое при поступлении воды или нефти наблюдается разогрев работающего интервала скважины. За счет трения выделяется больше тепла, чем поглощается за счет расширения. Тепловая энергия выделяется и при работе электро-центробежных насосов (ЭЦН). Так по данным работы скважин Припятского прогиба за счет работы насоса ЭЦН температура жидкости повышается на 10 – 13 оС. Это приводит к сдвигу точки отложения асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) вверх по лифту на несколько сот метров и не наблюдается отложений (АСПО) в призабойной зоне.

Вытеснение из пласта нефти. Нефть и вытесняющий агент движутся одновременно в пористой среде. Но полного вытеснения нефти не происходит. Вытесняющая жидкость или газ имеют меньшую вязкость и неизбежно будут со временем опережать нефть. Эффективная проницаемость породы непрерывно увеличивается для воды в связи с увеличением ее водонасыщенности. Нефть будет не вытесняться, а увлекаться струей воды.

По длине пласта образуется несколько зон с различной водонасыщенностью (рисунок 5.3). Этот процесс является суммой проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность по длине пласта уменьшается от максимального значения, в зоне скважин нагнетания воды, до минимального значения водонасыщенности погребенной воды в зоне нефтяной залежи. В пласте можно выделить три зоны водонасыщенности. В первой

      Ѕ max водонасыщенность

      Ѕф                                                                    условный контур

                                                            вытеснения

       Ѕ n

                    1              11       111

 Рисунок 5.3 – Изменение водонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой:   1- зона водонефтяной смеси, 11- переходная зона вымывания нефти, 111- зона чистой нефти

зоне водонасыщенность плавно уменьшается до условного контура вытеснения. Здесь нефть постепенно вымывается. Вторая зона характеризуется резким уменьшением водонасыщенности до значений водонасыщенности остаточной воды. Третья зона – это зона движения чистой нефти.

Аналогичная зависимость образуется при вытеснении нефти газом с учетом различия вязкости воды и газа. Вытеснение нефти из пласта газом, выделяющимся из раствора, может происходить при газонасыщенности нефти не более 15 % от ее объема. При газонасыщенности нефти более 35 % двигаться в пласте будет только один газ.

При вытеснении нефти выделяющимся газом проявляются свои особенности. Свободный газ выделяется сначала у твердой поверхности. Объем газа растет в виде узких длинных цепочек в пористой среде. В малопроницаемой части среды появляются газовые ячейки, затем они вырастают в длинную структуру, достигающую мест высокой проницаемости. Процесс вытеснения нефти из пласта продолжается до образования сплошных газонасыщенных участков. С этого времени эффективность вытеснения нефти падает, малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважине быстрее, чем нефти.

В залежах с отношением вязкости нефти и воды менее 3 – 4, безводный период эксплуатации нефти продолжительный. При соотношении вязкостей нефти и воды более четырех происходит быстрый рост обводнения. В связи с этим выделяют три периода эксплуатации залежи: фонтанная добыча, безводный период и водный период. Отбор нефти до обводнения может составлять 5 – 10% от суммарно добытой нефти за весь период эксплуатации залежи. Так для Припятского прогиба обводненность продукции составляет 70 – 80 – 90%.

5.3  НЕФТЕ- И ГАЗООТДАЧА ПЛАСТОВ

Нефтеотдача. Коэффициент нефтеотдачи пласта – разность между начальной и конечной, остаточной нефтенасыщенностью.

В пологих структурах с большими площадями контактов воды и нефти добыча и нефтеотдача в водный период более значительна и длительна, чем за безводный период.

Вытеснение нефти жидкостью, хорошо ее растворяющей, характеризуется высоким коэффициентом нефтеотдачи, близким к 95 –100%. Вытеснение нефти водой может достигнуть нефтеотдачи  60 –85%, газом из газовой шапки – 60 – 70%, газом из раствора – 15 – 30%.