Вытеснение остаточной нефти из низкопроницаемых гидрофобизированных коллекторов

Нефть и связанная вода образуют структурированные формы (кластеры, коллоидные частицы и т. д.) [1].
Кроме того, за счет развития динамических процессов глинистыми частицами значительно увеличивается трение флюидов.
В работах [2; 3] показано, что эти и многие другие проблемы (кольматация коллекторов, изменение проницаемости) можно устранить за счет гидрофобизации
коллекторов.
Однако в [1] отмечено, что вытеснение нефти происходит более эффективно при образовании не сплошного, а периодического (неоднородного)
адсорбированного слоя гидрофобизатора в ходе предварительной гидрофобизации. Этот эффект особенно заметен в низкопроницаемых коллекторах.
К настоящему времени причины этого эффекта остаются невыясненными.

В работе рассматривается возможный механизм этого явления.
Пусть на гидрофильной поверхности в процессе адсорбции образуется гидрофобный «островок».
В этом случае локальное изменение расклинивающего давления должно компенсироваться изменением капиллярного давления.
В работе [4] изучено решение задачи об устойчивости гидрофобной пленки на гидрофильной
поверхности. Критическое значение ширины гидрофобного участка определяется выражением [2]:



где σ — поверхностное натяжение флюида; a — параметр, характеризующий наклон изотермы адсорбции.


Такие структуры, образованные несколькими углеводородными радикалами,
оказываются подверженными воздействию силы f, равной по величине произведению объема гидрофобного тела (L)³, на градиент капиллярного давления.

Будем считать «островок» сферой с точечным дипольным моментом в центре, тогда градиент диэлектрической проницаемости определит силу, действующую со стороны флюида, fε
[4]. Эта сила связана с электрической природой.
Рассмотрим случай fε < f:



где μ1 — дипольный момент островка; ε — диэлектрическая проницаемость раствора.

Потенциал (В) можно оценить выражением:



В процессе вытеснения остаточной нефти флюидом нефтяные капли отрываются от поверхности капилляра.
В результате нефтяную каплю в флюиде можно интерпретировать как нефтяную коллоидную частицу.
Рассмотрим движение такой частицы под действием силы случайного потенциального поля
Ф(х;t), сформированного локальными гидрофобными участками:

Ф(х;t) = Ф(х)ζ(t), (4)

где < ζ(t) > = 0, < ζ(t)ζ(t+τ) > = 2Dζ σ(τ); ζ(t) - независимый дельтакоррелированный процесс;
Dζ - коэффициент диффузии.

Запишем уравнение Ланжевена для нефтяной коллоидной частицы:




где ξ(t) — тепловой шум;

μ_о - вязкость.

Уравнение (5) дает возможность оценить коэффициенты сноса и диффузии
в результате действия случайного поля [5; 6].
Для четной потенциальной функции φ(x) среднее смещение равно нулю.
Таким образом, эволюция в уравнении (5) будет определяться среднеквадратичным смещением:



Известно [7], что в периодическом потенциальном поле, в условиях действия шума независимо от вида поля, среднеквадратичное смещение определяется выражением (7):



Следовательно, периодическое случайное поле, сформированное гидрофобными участками стенок капилляра, ускоряет движение нефтяной коллоидной частицы.
Коэффициент диффузии увеличивается с ростом отношения (B/L).

Чем короче размер (L) периодических «островков», тем быстрее будет двигаться нефтяная капля в жидкости.
Периодически действующее поле приводит к чередованию участков ускорения и замедления движения нефтяной фазы.
Пульсирующее движение нефтяной фракции наблюдалось в работе [4].
Частота пульсации движения составляла ~10^-3 сек.

В работе с помощью математического моделирования проведен расчет и оценено влияние адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки.
Для этого использовалось специализированное программное обеспечение компании Roxar (Tempest More 6.7, Irap RMS 2012.0.2.1).
Модель представляет собой однородную по пористости и проницаемости нефтенасыщенную залежь размером 700×700 м, шаг конечно-разностной сетки - 1 м.

Построение геологической модели осуществлялось на основании результатов интерпретации геофизических и гидродинамических исследований пласта БС₇⁰ скважины 53-Р Соровского месторождения, а также исследования глубинных
проб нефти.
Средневзвешенное значение коэффициента пористости пласта составляет 19.0%, коэффициента проницаемости - 29.3·10³
мкм².
Значение коэффициента нефтенасыщенности оценивается на уровне 0.582 д.ед.
Пластовое давление и температура в модели составили 241.5 атм и 86.1 °С.
Эксперименты по определению фазовой проницаемости проводились ООО «ЗабСибГЦ» в соответствии с положениями отраслевого стандарта ОСТ 39-235-89.
Исследования проведены на керновом материале, извлеченном в процессе бурения скважины.
Результаты проведенных опытов представлены в табл. 1.
Принятые для расчетов значения кривых относительных фазовых проницаемостей приведены на рис. 1 и в табл. 1.







Свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях принимались по результатам исследования глубинных проб нефти, отобранных в ходе проведения испытания пласта бС₇⁰ скважины 53-Р.
Результаты исследования приведены в табл. 2.




Плотность минерализованной воды в зависимости от температуры для условий нефтепромысловой практики при температурах выше 20°С рассчитывалась по формуле (8):



Динамическая вязкость минерализованной воды оценивалась по формуле, учитывающей влияние минерализации воды (через плотность) [8]:




С учетом (8) из (9) формула для расчета вязкости пластовой воды примет
вид:



где — массовая концентрация растворенных солей в воде (минерализация), кг/м^3, (г/л).
Результаты оценки свойств воды в пластовых условиях представлены в табл. 3.



Оценка влияния адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки проводилась по вариантам.
Вариант 1.
Включал в себя разработку нефтяной залежи 5 скважинами, расположенными по 5-точечной системе. Количество добывающих скважин - 4, количество нагнетающих - 1.
Расстояние между скважинами составляло 400 м.
Скважины вступали в работу с постоянным значением забойного давления, для добывающих - 120 атм, для нагнетательной - 400 атм.
Период расчетов составил 5 лет.

Вариант 2.
Во втором варианте проводилось моделирование закачки гидрофобизирующих веществ в пласт через нагнетательную скважину.

Вариант 3.
В третьем варианте моделировались условия гидрофобной обработки призабойных зон добывающих скважин.
Поверхностные свойства капилляров определялись в соответствии с аналитической моделью изменения массивов проницаемости и вязкости.

Анализ основных показателей разработки по результатам моделирования показал повышение значения коэффициента извлечения нефти при значительном снижении объемов добычи воды, а также увеличение безводного периода работы добывающей скважины для вариантов со «случайным» распределением адсорбционного слоя.
Основные технологические показатели вариантов разработки модельной залежи представлены в табл. 4.
Сопоставление основных показателей приведено на рис. 2-5.
Как следует из анализа вариантов разработки, наилучшие показатели по
добыче нефти достигаются по третьему варианту разработки (табл. 4).






Автор: Ю. Пахаруков, Р. Салихов