Естественные коллекторы нефти обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади залегания и в вертикальном направлении, характеризующейся случайным законом распределения его параметров. В результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченных водой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды оплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщеиные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под действием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей оплошности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется не более 30-40 % (редко 50%) нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся же при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания у водой в пластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.

Резюмируя сказанное о роли капиллярных сил в зоне совместного движения воды и нефти, необходимо отметить, что задача - следует ли увеличивать или уменьшать капиллярные силы так же, кате и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зернистых неоднородных коллекторов, как мы видели, процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

2. Расчетно-практический раздел

Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали 4100 м3/сут. нефти и 1100 м3/сут. воды. К концу второго периода добычу составила 1100 м3/сут. нефти и 4100 м3/сут воды. Кроме того, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: μн = 7,3 мПа*с и μв= 1 мПа*с; объемные коэффициенты нефти и воды: bн = 1,2 и bв = 1.

При одновременном притоке в скважину нефти и воды процентное содержание воды в добываемой жидкости будет

Qв

С=100 (1.1)

Qн + Qв

Процентное содержание воды зависит от величин фазовых проницаемостей kн и kв, вязкостей μн и μв и объемных коэффициентов bн и bв (нефти и воды) и может быть также определено из выражения

100

С = (1.2)

1 + М * kн /kв

где М — коэффициент, зависящий от физических свойств пластовых жидкостей, выражается соотношением

μв bв

М = (1.3)

μн bн

При μн= μв и bн= bв коэффициент М = 1. Чем больше вязкость и объемный коэффициент нефти (при неизменном μв и bв), тем меньше значением имеет коэффициент М.

Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидкости и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно однородного коллектора, можно определить нефтеотдачу (в %) по графику (рис. 1.)

Для условий нашей задачи, пользуясь формулами (1.2) и (1.3), предварительно найдем значения С и М.

Для первого периода С1=100 * 1100 / 4100+1100 = 21%

М=10-3*1 / 7,3*10-3*1,2= 10-3 * 1 / 7,3*10-3*1,2 = 1/7,3*1,2 = 1/8,76 = 1,8

Для второго периода С2 =100* 4100 /1100+4100 = 78 %

Величина М для второго периода остается прежней, равной 1/8, так как μн и bн не изменились.

Теперь для определения нефтеотдачи по периодам вопользуемся графиком ( рис. 11.), на котором отточки 21% на оси абсцисс проведем вертикаль до пересечения с кривой М = 1/8. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси координат находим нефтеотдачу для первого периода К01 = 25%. Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода Кот.2 =47%.

Рис.1.График зависимости нефтеотдачи от содержания воды в добываемой жидкости для разных значений