Физические основы водогазового воздействия на нефтяной пласт

              В нефтяной фазе растворимость углеводородного газа несоизмеримо выше чем в воде. Например, рис 5 показаны растворимости метана в Ромашкинской нефти и в дистиллированной воде при 600С.

              Как видно, растворимость метана в нефти по сравнению с водой почти не ограничена, причем, в рассмотренном интервале давления она  увеличивается линейно. В большинстве случаев предельная растворимость природных газов в нефти может составлять 300-400 м3/м3 и более.

Таким образом, при подходе водогазовой смеси к зонам, содержащим остаточную нефть, на контактных  границах происходят процессы перехода газовых пузырьков из более проницаемых обводненных зон в менее проницаемые нефтенасыщенные зоны и их растворение в недонасыщенной нефтяной фазе.

              Растворение газовых пузырьков в нефти сопровождается существенными изменениями ее объемного коэффициента, коэффициента усадки, плотности, давления насыщения и вязкости.

              В табл.1 показаны изменения термодинамических свойств остаточной нефти, обусловленные водогазовым воздействием для показанных начальных условий

Табл.1

              Из табл.1  видно, что вязкость пластовой нефти снижается в 2,2 раза. В то же время вязкость воды может быть увеличена до 150 раз путем изменения ее газонасыщенности.  Плотность нефти при этом снизилась в 1,07 раза.

              Очевидно, что изменения этих термодинамических свойств должно приводить к увеличению коэффициентов доизвлечения нефти из нефтенасыщенных зон. 

Для приведенного в табл. 1 примера изменения плотностей в результате водогазового воздействия получим , что прирост величины КИНа составит

              Этот результат в целом коррелируется с промысловыми и экспериментальными данными различных авторов, изучавшими эффективность водогазового воздействия.

              Закачиваемый в воду природный газ частично в растворенном виде, а в большей степени в виде нерастворенных пузырьков транспортируется  водогазовой смесью по высокопроницаемым водонасыщенным зонам пласта. Показано, что при этом, в зависимости от объемной газонасыщенности нерастворенного газа вязкость водогазовой смеси может увеличиваться в несколько сотен раз. 

              При встрече потока водогазовой смеси с малопроницаемыми зонами, содержащими остаточные запасы нефти, растворенный в воде газ и нерастворенные крупные газовые пузырьки, размеры которых превышают критические, свободно переходят сквозь границы водонефтяных контактов и, в силу более высокой растворимости нефтяной фазы, растворяются  в ней.

              Показано, что растворение газа в нефтяной фазе сопровождается снижениями вязкости и плотности нефти и увеличениями ее объемного коэффициента, коэффициента усадки и давления насыщения. В результате изменения этих факторов происходит увеличение коэффициент извлечения нефти             

              Оценка прироста коэффициента извлечения нефти только в результате снижения плотности нефти с увеличением газонасыщенности. На примере показано, что увеличение газонасыщенности может привести к приросту коэффициента извлечения на 7 %. Этот результат коррелируется с известными экспериментальными результатами.

Моделирование процесса водогазового воздействия в среде ECLIPSE

Далее рассмотрим простую модель нефтенасыщенного пласта в среде моделирования ECLLIPSE, представляющая из себя нефтеносный пласт, неоднородный по вертикали, и две скважины ─ нагнетательную (INJR-W,INJR-G), в которую попеременно закачивают воду и газ, и эксплуатационную (PRODUCER) (рис. 6). Мы рассматриваем временной промежуток длительностью в 19 лет, с шагом по времени 91 день. Свойства флюида зависят от поверхностного натяжения.

На рисунке мы видим изменение нефтенасыщенности пласта с течением времени, красным обозначены наиболее нефтенасыщенные области пласта, синим─ области в которых нефти нет.(рис. 7а,б). Из полученных данных, за расчетное время мы извлекаем большую часть нефти из моделируемого нами пласта, наиболее полное извлечение нефти наблюдается в области нагнетательной скважины и в верхней части пласта.

Также ECLIPSE позволят строить трехфазные модели─ вода-нефть-газ, что позволяет полнее изучить процесс водогазового воздействия на нефтеносный пласт. На данном рисунке можно проследить значительную обводненность пласта.

Благодаря водогазовому воздействию, как и сказано выше, мы получаем заметный рост КИН(а) (рис. 8) , но также стоит отметить, что значительно  повышается и  обводнённость пласта.

Заключение

Несмотря на сравнительную молодость, на сегодняшний день данный метод ВГВ имеет мощную теоретическую основу и активно применяется на практике. Благодаря этому методу мы имеем возможность решить сразу две серьезные проблемы современной нефтегазовой  отрасли─ добыча остаточной нефти и утилизации попутного газа. Такми образом, благодаря этому методу мы получаем:

1.                   улучшение экологической обстановки в районе разработки;

2.                   увеличение нефтеотдачи за счет повышения коэффициентов вытеснения и охвата;

3.                   снижение вязкости пластовой нефти и увеличение подвижности нефти в пласте;

4.                   поддержание пластового давления и, соответственно, более высоких темпов отборов нефти.

5.                   Решение проблемы использования попутного газа

Список литературы

1.       Чубанов О.В., Харланов С.А., Нургалиев Р.Г. Разработка и внедрение водогазовых методов повышения нефтеотдачи в ОАО «РИТЭК». –– Территория Нефтегаз, 2008

2.       Комков А.Е. ОАО «ВНИИнефть им. академика А.П.Крылова»  Теоретические основы и промысловый опыт применения водогазового воздействия

3.       Schlumberger ECLIPSE Справочноеруководство Версия 2005A_1

4.       . Симкин Э.М.,Кузнецов О.Л. «Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений» Учебн. Пособие для ВУЗов РФ. М. «ИКИ» 2008

2