На коэффициент извлечения нефти

 

Величина проницаемости традиционно используется в расчетах технологической эффективности и определяет темп и эффективность разработки месторождения. Однако представления о пластовом дис­пергировании нефти в процессе ее вытеснения водными растворами выявили еще одну сторону влияния капиллярного гистерезиса, кроме уже указанных выше. Оказывается, процесс диспергировании нефти в процессе ее вытеснения водными растворами очень сильно зависит от распределения пор по размерам, т.е. от керновой проницаемости.

Действительно, значение проницаемости продуктивного пласта - это некоторое среднее значение, которое определяется по значени­ям проницаемости отдельных вынесенных из пласта кернов. Разброс этих значений может быть весьма значителен, особенно для низко-проницаемых пластов, где различие составляет сотни раз. В качестве примера приводится распределение проницаемости пласта Ю1 Покамасовского месторождения (рис. 4).

 

Рис. 4.Частота v распределения логарифма керновой проницаемости lg(k) по пласту , Покамасовского месторождения, k выражено в мкм²

 

Значения радиусов пор, определенные с учетом извилистости порового пространства определяются по формуле:

 

(7)

 

Отсюда следует, что радиусы пор, соответствующие рис.4, изменяются от 0,4 мкм до 8 мкм. Как следует из рис.4, кернов Покамасовского месторождения с проницаемостью менее 0,005 мкм² более 35%, и они имеют радиус пор менее 1 мкм. Сужения пор в таких кернах имеют еще меньшие размеры, т.е. менее 0,1 мкм (что входит в наноразмерный диапазон). Такое большое количество наноразмерных канальчиков, определяющих процессы диспергиро­вания вытесняемой фазы, приведут к изменению гидро­динамического характера течения нефти и, следовательно, КИН, от­носительно рассчитанного по среднему значению проницаемости.

Анализ влияния структуры порового пространства НПК на КИН был проведен методом математического моделирования на основе построения модели порового пространства. Были определены фазо­вые проницаемости воды и нефти для средних значений проницаемо­сти и для фактических значений. Оказалось, что учет распределения керновой проницаемости (рис. 4) приводит к уменьшению фазовых проницаемостей в несколько раз.

Резкое отличие фазовых проницаемостей для нефти и воды, рас­считанных по средней проницаемости и с учетом распределения кер­новой проницаемости, особенно в низкопроницаемых коллекторах, показывает, что проблема освоения нагнетательных скважин имеет место не только в связи с набуханием глин, а еще является следстви­ем структуры порового пространства.

Для характеристики неоднородности порового пространства оказалось необходимо ввести некоторый критерий. Из физико-химической литературы известно, что когда кластер нефти вытекает из поры радиуса r в пору радиуса 2r и более, то этот кластер диспер­гируется на части. Как видно из рис. 4, наличие большого ко­личества наноразмерных канальчиков ведет к активному макродис­пергированию вытесняемой нефти. Автором был введен коэффици­ент гидродинамической дисперсности пористой среды K_D - отноше­ние доли пор с радиусом более двух средних радиусов пор к доле пор с радиусом менее среднего радиуса пор. K_D = 0 соответствует пласту с одинаковыми размерами пор. Реальные значения K_D состав­ляют 4-10 и более.

Учет распределения керновой проницаемости уменьшает не только фазовые проницаемости, но и КИН.

Следовательно, отставание в добыче нефти при заводнении мо­жет быть не связано с неточностью технологических решений, а яв­ляться проявлением пластовых наноявлений, не учтенных при расче­тах). А это - уже научная база для оценки новых технологий.