Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения

физику пласта характеризуют природные факторы: источники пластовой энергии, естественные режимы работы залежей, фазовая проницаемость коллектора, нефтенасыщенность, характер смачиваемости пород коллектора, реологические свойства флюидов, распределение размера пор и другие параметры, характеризующие фильтрационные сопротивления в пласте.

Техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, обусловлены бурением скважин, их освоением и эксплуатацией, ремонтными работами.

Факторы, влияющие на нефтеотдачу

Коллекторов

К основным факторам, осложняющим разработку залежей и снижающих нефтеотдачу, относят следующие:

· неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи;

· литологию, гранулометрический состав слагающих пород;

· соотношение фильтрующихся в пласте фаз;

· гравитационное разделение фаз.

Неоднородные пласты во многих случаях могут существенно отличаться по продуктивности, обводненности и плотности нефтеносности. В неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, трудно обеспечить охват воздействием вследствие того, что в активную разработку будут включаться только высокопроницаемые слои. Неоднородность пласта по проницаемости при вытеснении нефти водой приводит к образованию так называемых языков обводенности, которые, обходя участки пласта с низкой проницаемостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, существенно выше остаточной.

Породы-коллекторы содержат от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных породах глины часто являются цементирующим веществом и могут покрывать стенки пор.

При контакте с водой, минерализация которой отличается от пластовой, вследствие гидратации глинистых минералов их объем может увеличиваться в 8-10 раз по сравнению с первоначальным, что приводит к блокированию ранее проницаемых каналов. Одновременно с набуханием происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы могут перемещаться с жидкостью, пока не встретят поры с меньшими размерами, где они осаждаются, блокируя поровые каналы и создавая так называемый клапанный эффект.

При извлечении нефти в пластовых условиях проявляются силы, оказывающие потоку сопротивление (силы трения). Как правило, они пропорциональны скорости движения. Силы трения возрастают при увеличении вязкости нефти, которая в пластовых условиях повышается в процессе разработки по мере падения пластового давления вследствие того, что из нее выделяется растворенный газ.

Одна из основных причин неполного извлечения нефти из недр – действие капиллярных сил на контакте нефть – вытесняющая жидкость. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть – вода более подвижен в порах большого диаметра, при этом нефть защемляется в порах малого диаметра. В гидрофильной породе наблюдается обратное явление: за счет капиллярных сил контакт нефть – вода с большей скоростью перемещается в порах малого диаметра, а нефть защемляется в крупных порах.

Различное фазовое состояние флюидов в пласте также влияет на полноту извлечения нефти из недр. Известно, что если пористая среда насыщена двумя несмешивающимися жидкостям, то при предельной остаточной насыщенности одной из них ее фазовая проницаемость равна нулю. Это объясняется тем, что остаточная жидкость разбивается в поровых каналах на отдельные капли, которые в равновесных условиях изолированы и неподвижны. Объемное содержание остаточной жидкости в порах может быть довольно высоким. Это явление определяет остаточную нефтенасыщенность обводненных пластов. На величину и структуру остаточной нефти влияют рост содержания полимерных компонентов (смол и асфальтенов), снижение газосодержания, повышение вязкости нефти, которые в общей сложности приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы и доли пленочной нефти, а также изменению структурно-механических свойств нефти в сторону упрочнения.

До начала разработки газ, нефть и пластовая вода находятся в статическом равновесии и распределены в соответствии с их плотностью. В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания градиента давления, особенно высокого в призабойной зоне добывающих скважин. При превышении градиентом давления определенного уровня может наступить прорыв воды в скважину, что способствует образованию конуса и перекрытию зон фильтрации нефти к скважине, так как вода подвижнее нефти. Конусообразование приводит к большим потерям в недрах извлекаемых запасов.