Файл: Ахметшин М.А. Применение поверхностно-активных веществ на нефтепромыслах Туркмении.pdf

ды адсорбционных слоев, которые практически не уча­ ствуют в фильтрации и поэтому замедляют ее, умень­ шая эффективный диаметр поровых каналов.

Экспериментально было показано [10], что обра­ зование адсорбционных слоев на поверхности зерен кварца содействует вытеснению воды с твердой поверх­ ности частиц углеводородной жидкостью и, наоборот, препятствует вытеснению этой жидкости водой. Выте­ снение водой углеводородной жидкости происходит тем успешнее, чем меньше ее полярность.

Из работ [2, 6] ясно, что при проникновении воды в нефтяной пласт во время его вскрытия или в процессе производства работ в скважине с применением промы­

твердой поверхностью и тем труднее происходит раз­

лярных веществ в нефти, с одной стороны, снижается поверхностное натяжение на контакте нефть-вода, что содействует лучшему вытеснению нефти е о д о й и з при­ забойной зоны скважины в глубь пласта; с другой сто­ роны, увеличивается прочность связи нефти с твердой поверхностью частиц, что препятствует вытеснению нефти водой.

Второй фактор всегда превалирует над первым [5], поэтому с увеличением содержания в нефти полярных компонентов вытеснение ее водой из призабойной зоны

37

Немаловажное влияние на полноту и скорость вы­ теснения нефти из призабойной зоны в глубь пласта имеют также физико-химические свойства воды.

При щелочных водах пленка нефти на твердой, по­

ки этих нефтей на твердой поверхности происходит при любой воде и очень интенсивно.

Быстрый разрыв пленки приводит к образованию в пористой среде большого количества мелких свобод­ ных капель и линз [5], вытеснение которых не требует больших усилии. Возможность прилипания капель нефти к твердой поверхности, смоченной водой, сво­ дится к минимуму.

Для активных и высокоактивных нефтей, обладаю­ щих большой прочностью связи с твердой поверх­ ностью, скорость и полнота вытеснения в сильной мере затрудняется.

Наименьшую скорость и полноту вытеснения нефти можно наблюдать при дистиллированной воде. При этой воде значения з„п и 0 больше, чем при других водах. Жесткие воды имеют меньшие значения поверх­

необходимые как для отрыва капли нефти от твердой

38

и скорость вытеснения нефти из призабойной зоны скважины в глубь пласта, сказывается следующим образом. Благодаря наличию этой воды не вся нефть,

ности, через водную подкладку, легче, чем вытеснение нефти, прилипшей непосредственно к твердой поверх­ ности, так как в первом случае требуются меньшие си­ ла и работа.

Следовательно, при наличии в пористой среде свя­ занной воды нефть оттеснится водой на большее рас­ стояние.

III. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО влияния ВОДЫ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

I.Молекулярно-поверхностные явления

икапиллярные эффекты

Если вода проникла в призабойную зону, то при обратном вытеснении в скважину некоторое количест­ во ее остается в поровом пространстве. Эту воду на­ зывают остаточной.

При наличии остаточной воды в призабойной зоне сопротивление течению нефти возрастает, а эффек­ тивная проницаемость породы для нефти умень­

шается.

По данным М. Маскета [23] относительная прони­ цаемость породы для смачивающей фазы быстро сни­ жается, когда ее насыщение падает ниже 100%. При

39

насыщении породы смачивающей фазой в 75— 85% от­

100% при насыщении 80— 90%. Сумма проницаемостей для отдельных фаз составляет меньше 100%, а для двухфазных систем может упасть до 33%.

Рассмотрим влияние молекулярно-поверхностных п капиллярных сил на остаточную водопасыщенность

призабойной зоны пласта.

Механизм вытеснения воды нефтью пз призабойной зоны в скважину зависит от тех же факторов, которые были рассмотрены при анализе механизма вытеснения нефти водой из призабойной зоны в глубь пласта.

Установлено, что во всех случаях добавление к не­ полярной жидкости полярных добавок способствует вытеснению ею воды.

Поэтому активные н высокоактивные нефти всегда лучше будут вытеснять из призабойной зоны воду, проникшую туда во время вскрытия нефтяного пласта или при производстве ремонтных работ в стволе сква­ жины, чем неактивная и малоактивная нефть.

Активная нефть значительно успешнее и полнее вытесняет из призабойной зоны щелочную воду, чем жесткую, поэтому остаточная водопасыщенность при щелочной воде будет меньше, чем при жесткой.

Установлено экспериментально [5], что при вытесне­ нии воды активной нефтью остаточная водонасыщенность при морской воде меньше, чем при пресной. Ко­ личество остаточной воды при вытеснении ее неполяр-

40

мой углеводородной жидкостью не зависит от характеристики проникших в нефтяной пласт вод [5].

При взаимном вытеснении нефти водой и воды нефтью наблюдается следующая закономерность. Фильтрация воды, вытесняющей нефть из призабойной

ная картина, т. е. чем больше полярных компонентов в нефти, тем больше вытесняется воды из призабойной зоны.

Характеристика твердой поверхности также влияет на остаточную водонасыщенность. Известно, что сма­ чиваемость карбоната нефтью больше, чем кварца. С ростом же степени гидрофобизации твердой поверх­ ности величина остаточной водонасыщенности будет уменьшаться. Следовательно, чем более карбоиатна порода, тем меньше остаточная водонасыщенность.

С уменьшением проницаемости нефтяного коллекто­ ра, с повышением в нем содержания глинистых частиц увеличиваются объем связанной с твердой поверхно­ стью воды и прочность этой связи. Поэтому с умень­ шением проницаемости призабойной зоны и увеличе­ нием ее глинистости возрастает остаточная водонасы­ щенность.

Итак, можно заключить, что количество остаточной воды в призабойной зоне уменьшается тем больше, чем выше активность нефти и щелочность воды, чем больше содержание карбонатных веществ в нефтяном коллекторе и меньше глинистых частиц. Наибольшее количество остаточной воды в призабойной зоне будет иметь место в тех нефтяных коллекторах, которые

41

имеют низкую проницаемость, содержат много глини­ стых частиц и мало карбонатных веществ, а также пропитаны нефтями неактивной группы.

Сделанные выводы относятся к случаю, когда скражина имеет безводную нефть, а нефтяной коллектор не содержит связанной воды. Однако, как известно, в

тивной. Вообще, при наличии в коллекторе связанной воды, капиллярная пропитка происходит с относитель­ но большой скоростью даже в тех случаях, когда в породе находится высокоактивная нефть [6]. При малоактивной нефти будет больше также время обрат­ ного вытеснения воды из призабойной зоны в скважи­ ну. Здесь, как и в случае отсутствия воды в породе, снижение нефтепроницаемостн будет тем больше, чем больше глинистость ее и меньше активность нефти. Когда же в коллекторе нет глинистых частиц, то сни­

зону.

Вода, проникшая в поровое пространство, оттесняет наименее прочные слои нефти, сосредоточенные в наименьших сужениях пор и в наибольших порах, обходя наибольшие сужения пор и наименьшие поры. Это относится к жестким водам. При обратном выте­ снении воды нефтью пространство, состоящее в зна­ чительной мерс из мелких пор и узких промежутков между зернами, оказывает сильное сопротивление те-

42