книги / Формирование состава остаточных нефтей

Масляные углеводороды характеризуются максимальным содержанием пара­ финовых структур. В бензольных смолах по сравнению с масляными углеводоро­ дами доля этих структур снижается, а разветвленность увеличивается. В составе спирто-бензольных смол этих структур содержится еще меньше. Алифатичность асфальтенов самая низкая, а разветвленность наибольшая, так как метиленовые группы в длинных парафиновых цепях в виде заместителей полициклического ядра практически отсутствуют.

Алифатичность включает три структурных параметра - метиленовые груп­ пы с числом атомов в цепи более четырех, метильные группы и ароматические структуры, поэтому является более представительным параметром, чем разветв-. ленность парафиновых структур, для расчета которой используется соотношение метильных и метиленовых групп.

По значениям алифатичности компонентов рассчитаны следующие коэф­ фициенты парного сродства строения соседних структурных образований НДС (табл. 10.12):

Км.Сб = АлСб/Алм*100% - сродство строения периферийной сольватной обо­ лочки и масляных компонентов дисперсионной среды;

^сб-сс»-б= Алс6/АлссПб»100% —сродство строения периферийной и внутренней

сольватных оболочек; = АлСсп б/Алл*100% - сродство строения внутренней сольватной оболоч­

ки и ядра.

Степень сродства компонентов дисперсной системы нефтей девона увеличи­ вается в ряду КМСб < КСб Ссб < КСсб.А. Степень сродства компонентов дисперсной системы нефтей карбона изменяется в ряду Км.Сб * КСб_Сс6 < КСсбА.

Таблица 10.12. Подвижность и степень сродства строения компонентов нефтяной дисперсной системы

Для изучения динамических явлений в НДС на молекулярном уровне при­ менен метод импульсного ЯМР, так как амплитуда спин-спиновой релаксации

(Л) связана прямо пропорциональной зависимостью с подвижностью нефти. Она дифференцируется на две-три фазы а, в и с, которые характеризуются временами спин-спиновой релаксации 7^. и населенностью протонов Рг Выделенные фазы соответствуют компонентам нефти высокой, средней и низкой молекулярной подвижности, которые, соответственно, можно соотнести с дисперсионной сре­ дой, сольватной оболочкой и ядром [237].

Степень сродства строения молекул внутренней части сольватной оболочки и ядра у нефтей девона и карбона близка и составляет примерно 70%. Время релаксации 7^отличается незначительно. Степень сродства строения компонен­ тов периферийной и внутренней частей сольватной оболочки КСб Ссп,б составляет около 50%, но несколько ниже у нефтей карбона. Время релаксации Т2в также имеет тенденцию к понижению. Более существенной отличительной особеннос­ тью нефтей карбона от нефтей девона является повышенная степень сродства строения масляных компонентов дисперсионной среды и периферийной части сольватной оболочки сложных структурных единиц КМСб (45,9-60,3% по срав­ нению с 27,7-41,5%). Это в равной степени относится и к дисперсионной среде (смесь углеводородов фракции н.к.-200°С и масляных углеводородов). Для диспер­ сионной среды характерны менее высокие значения времени релаксации Тж Ве­ роятно, у дисперсной системы нефтей карбона низкая степень сродства строения компонентов сольватной оболочки снижает компактность сложных структурных единиц, а высокая степень сродства компонентов сложных структурных единиц и дисперсионной среды приводит к увеличению степени их взаимодействия. Таким образом, снижение межмолекулярного взаимодействия компонентов внутри слож­ ных структурных единиц, в частности в сольватной оболочке, и повышение —меж­ ду сложными структурными единицами и углеводородами дисперсионной среды приводит к уменьшению подвижности в целом дисперсной системы нефти.

Изменяя вклад межмолекулярных взаимодействий между компонентами, вхо­ дящими в состав нефтяныхдисперсных систем, можно целенаправленно регулиро­ вать свойства нефтяного сырья и получаемых продуктов. Прикладным значением полученных данных может явиться также использование их для прогнозирования поведения нефтяных дисперсных систем при добыче и транспортировке нефти.

10.3. Технология на основе полимер-дисперсных систем

Технологии воздействия полимерными системами, одна из которых рассмот­ рена выше, широко используются для регулирования охвата пластов заводнением, пористая среда которых представлена песчаником. Однако эффективность приме­ нения таких систем существенно снижается в карбонатных коллекторах с развитой трещиноватостью. Для работы с такими объектами применяются различные кольматирующие составы, в частности, полимердисперсные системы (ПДС).

С целью оценки возможности применения закономерностей соетава и свойств нефтей для выяснения направлений действия потокоотклоняющих технологий в карбонатном коллекторе изучены нефти до и после применения технологии на основе ПДС [238].

10.3.1. Объекты исследования, свойства и состав нефтей

В качестве объектов исследования использованы нефти с участка башкирс­ кого горизонта Киенгопской площади Чутыртско-Киенгопского месторождения Удмуртии, состоящего из нагнетательной скважины 642 и трех гидродинамичес­ ки связанных с ней добывающих скважин (табл. 5.13). Интервал перфорации на­ гнетательной скважины 1277-1308,4 м.

Установлено, что значения плотности и вязкости нефтей после применения ПДС снижаются (табл. 10.13). В составе средних молекул всех нефтей после воз­ действия увеличилась доля парафиновых структур относительно ароматических. Строение парафиновых структур не изменилось. По данным компонентного состава во всех нефтях увеличивается содержание легкокипящей фракции н.к.- 200°С (табл. 10.14). Отличие в распределении остальных компонентов заключает­ ся в снижении содержания спирто-бензольных смол.

Таблица 10.13. Свойства и состав нефтей до и после применения ПДС научастке Киенгопской площади

На основе анализа физико-химических свойств и компонентного состава не­ фтей можно сделать вывод о подключении в разработку новых запасов нефти. Анализ промысловых данных свидетельствует о том, что через три месяца после применения ПДС наблюдалась дополнительная добыча по каждой скважине в среднем по 2,8 т в сутки. Эффект продолжается до сих пор.

10.3.2. Состав реликтовых углеводородов

Все нефти участка до применения ПДС по фракционному составу алкановых углеводородов близки (табл. 10.15). Несмотря на то, что все скважины прореаги­ ровали на обработку нагнетательной скважины, изменения во фракционном со­ ставе алкановых углеводородов незначительные и не имеют выраженных особен­ ностей. В связи с небольшими изменениями состава алканов полученные на его основе геохимические коэффициенты также незначительно отличаются (табл. 10.16). Можно только отметить, что у нефти скв.742 заметно снизилось значение коэффициента пф, что свидетельствует о снижении в составе масляных углеводо­ родов алканов по сравнению с циклическими углеводородами.

Таблица 10.15. Фракционный углеводородный состав нефтей до и после применения ПДС на участке Киенгопской площади

При изучении изменения состава нефтей в терригенных отложениях девона и нижнего карбона под влиянием методов увеличения нефтеотдачи мы ограничи­ вались рассмотрением состава алкановых углеводородов. Изучение биомаркерных насыщенных полициклических углеводородов (НПУ) не проводилось, так как в работе [239] показано, что при длительном заводнении пластов терригенного девона каких-либо заметных изменений в концентрационном распределении НПУ не произошло. Информативность показателей на основе НПУ для выявле­ ния направлений действия потокоотклоняющих технологий в карбонатных кол­ лекторах ранее не оценивалась. Путем анализа масляных углеводородов на хро- мато-масс-спектрометре установлено (табл. 10.16), что нефти характеризуются близкими качественным и количественным составами реликтовых насыщенных полициклических углеводородов до и после применения ПДС. Явные отличия в

составе НПУ наблюдаются только в уменьшении в углеводородном составе неф­ тей скв.386 и 741 после применения ПДС соотношения три- и пентациклических терпанов вследствие увеличения доли низкомолекулярных гомологов.

Таким образом, при использовании полимердисперсных систем в карбонат­ ном коллекторе наблюдаются снижение значений плотности и вязкости нефтей и увеличение в их составе легкокипящей фракции н.к.-200вС. Существенных от­ личий в составе алкановых и насыщенных полициклических углеводородов не­ фтей не наблюдается. На основе полученных данных можно сделать вывод, что направление действия анализируемой технологии соответствует механизму дейс­ твия потокоотклоняющих технологий —вовлечению недренируемых зон пласта со слабоизмененной нефтью.

Г л а в а 11

ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПОРОДЕ

Для подсчета запасов нефти, проектирования систем разработки месторожде­ ний и проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи большое значение имеет получение разнообразных параметров, характеризующих флюидонасыхцение пласта. Для этой цели проводят лабораторные исследования кернового мате­ риала из продуктивной части пласта. Однако основным источником информации о начальном распределении нефтенасыщенности являются геофизические мето­ ды исследования в необсаженных скважинах после завершения их бурения.

11.1. Распределение флюидов в нефтяном пласте

Поровое пространство пласта соответствует объему пор, занятому пластовым флюидом, который может состоять из подвижной части нефти, неподвижной час­ ти нефти, свободной воды и связанной воды в различных сочетаниях. Известны многочисленные способы определения параметров флюидонасыщения нефтяно­ го пласта [240-245]. Однако до работ [246, 247] не выработан единый методичес­ кий подход получения параметров подвижной и неподвижной частей нефтена­ сыщенности, а также свободной и связанной водонасыщенности. Такая ситуация является следствием использования различных по физической сущности пара­ метров, большого количества применяемых методов, включающих лаборатор­ ные, геофизические и гидродинамические, а также неоднозначности трактовки понятий и получаемых результатов применительно к огромному разнообразию структуры запасов нефти на различных стадиях разработки месторождений.

В порах пород-коллекторов в пределах залежей нефти всегда в том или ином количестве находится так называемая реликтовая вода, которая в зависимости от ее количества и свойств существенно или несущественно, но уменьшает об­ щий объем пустот, занятых нефтью, влияет на относительную проницаемость и коэффициент извлечения нефти. Наиболее распространенной точкой зрения на происхождение реликтовой воды является представление о ней как о первич­ ной пластовой воде, не вытесненной нефтью в процессе формирования залежей. Для количественной оценки первоначальной (остаточной) водонасыщенности продуктивных пластов используют прямой и косвенные методы. Прямой метод заключается в определении количества воды в кернах, отобранных из продук­ тивных пластов на специальных растворах, обеспечивающих сохранение водо­ насыщенности, имеющейся в условиях пласта. Косвенные методы предполагают оценку первоначальной водонасыщенности по кернам после удаления из них не­ фти, воды и солей.

Водонасыщенность изменяется в широких пределах. Считается [244], что если водонасыщенность Кв<30% - пласт нефтенасыщенный, пласт имеет пере­

ходную характеристику 30%<Кв>60%, при Кв>60% —пласт обводненный, а при Кв = 100% —пласт водоносный. Водонасыщенность представлена как связанной, так и свободной водой.

Связанная вода по степени физической связи с породой подразделяется на прочносвязанную, распределенную мономолекулярным слоем на поверхности породы, и адсорбированную на поверхности частиц в виде нескольких молеку­ лярных слоев, или рыхлосвязанную. Остальную часть насыщенного водой порового пространства занимает подвижная вода. Относительное содержание в порах физически связанной воды характеризуется коэффициентом остаточной (Кво) или связанной (Квс) водонасыщенности, а подвижной или свободной воды оценивается коэффициентом свободной (Квсв) водонасыщенности. В чистых и слабоглинистых коллекторах при Кво<25% остаточная вода прочно связана, в полимиктовых и глинистых коллекторах при 25%<Кво<55% она прочно и рыхло связана. В переходных зонах нефтяных залежей присутствует остаточная и сво­ бодная вода [241].

Некоторые исследователи под связанной водой понимают весьма тонкий (мономолекулярный) слой воды, примыкающей к поверхности твердой фазы (породы нефтяного пласта), который адсорбционно связан с этой поверхностью. При таком определении единственным признаком связанности воды является энергия ее связи. Для последующих молекулярных слоев (второго, третьего и т.д.) энергия связи с твердой поверхностью резко убывает. По физическим свойствам связанная, или адсорбированная, вода резко отличается от свободной, то есть объемной воды.

Исследованию остаточной водонасыщенности и ее связи с коллекторскими свойствами посвящено много работ. Необходимость установления корреляцион­ ных зависимостей между Ков и пористостью или газопроницаемостью вызвана использованием ихдля оценки нижних пределов коэффициента пористости (Кп) и коэффициента проницаемости (Кпр) по значению критической водонасыщен­ ности. И в прямых, и в косвенных методах остаточную водонасыщенность ис­ пользуют для определения начальной нефтенасыщенности.

Коэффициент нефтенасыщенности определяют отношением объема пор, за­ нятых нефтью, ко всему объему порового пространства. В гидрофобных коллек­ торах с максимальным заполнением нефтью коэффициент нефтенасыщенности Кн стремится к 1. Для частично гидрофобных и гидрофильных коллекторов, в которых порода частично или полностью смачивается водой, справедливо ра­ венство Кн+Кв=1.

Остаточную нефтенасыщенность (Кно) используют в совокупности с дан­ ными начальной (предельной) нефтенасыщенности для оценки коэффициента вытеснения нефти [123, 248]. Относительно остаточной нефтенасыщенности как терригенных, так и карбонатных пород в литературе имеются противоречивые позиции. По мнению одних авторов [249], Кно уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других авторов [250] — увеличивается. Наряду с этим встречается изменение Кно с максимумом, соответствующим средним значени­ ям коллекторских свойств [251], так и некоторое постоянство Кно. Из анализа ре­ зультатов оценки Кно по различным регионам для разновозрастных отложений

следует, что при колебаниях проницаемости в пределах 100-1000 мкм2 параметр Кно = 25-30 %. Связь Кно с коллекторскими свойствами во всем диапазоне их изменения практически отсутствует, что обусловлено, вероятно, взаимокомпенсирующим влиянием на нее коллекторских свойств и начальной водонасыщенности.

Смачиваемость пород имеет особое значение для эксплуатации нефтяных месторождений, так как оказывает сильное влияние на процесс вытеснения не­ фти водой. Распределение фаз в поровом пространстве по окончании вытеснения также является функцией смачиваемости [14]. Смачиваемость зависит от мате­ риала, составляющего породу, и от содержащихся в порах жидкостей. В одно­ родных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено преимущественно смачиваемостью внутрипоровой поверхности водой и нефтью. Если поверхность частиц горных пород смачивается нефтью избирательно лучше, чем водой, то порода является гидрофобной. В этом случае на поверхности ее зерен действуют силы сцепления и прилипания между породой и нефтью. Частицы породы, смо­ ченные нефтью, удерживают часть ее на своей поверхности в виде тонкой плен­ ки. Толщина пленки может быть различной в зависимости от вязкости нефти, шероховатости минерала и других факторов. Пленочная нефть прочно связана с гидрофобной поверхностью песчинок. Поверхность частиц горных пород может смачиваться водой избирательно лучше, чем нефтью, в случае, если она является гидрофильной.

В случае полной или преимущественной смачиваемости породы водой вода заполняет самые узкие поры, в то время как нефть находится в больших пустотах. Наоборот, когда поверхность породы преимущественно смачивается нефтью, то наиболее узкие поры заполнены нефтью, а вода содержится в более широких пустотах в виде изолированных капель. При значении краевого угла смачивания 0в<9<90° поверхность преимущественно смачивается водой, а при 9Ов<0<18О° пре­ имущественно смачивается нефтью.

Несмотря на общее признание важности характеристики смачиваемости по­ род, в настоящее время нет метода оценки этого показателя в пластовых условиях, более того, хотя имеется значительное число работ по изучению смачиваемости в лабораторных условиях, результаты часто противоречивы и трудно воспроиз­ водимы. Одной из основных причин является то, что смачиваемость зависит от очень многих переменных, которые сложно произвести в лаборатории и которые могут сильно отличаться от значений этого параметра в пластовых условиях. Так, по данным некоторых авторов, применение растворителя при экстракции керна изменяет смачиваемость породы.

11.2. Количественная характеристика и распределение остаточной нефти относительно поровой поверхности по данным импульсного ЯМР

Метод импульсного ЯМР [252] основан на резонансном поглощении высо­ кочастотного электромагнитного поля радиочастотного диапазона протонсодер­ жащим веществом, помещенным в постоянное магнитное поле. Он позволяет в многофазной системе измерять время релаксации ядерной намагниченности фаз

il их содержание. В результате воздействия на вещество импульсов высокочастот­ ного электромагнитного поля с частотой, равной частоте собственных колебаний ядер водорода, происходят энергетические переходы между ядерными уровнями. После прекращения действия импульсов система самопроизвольно возвращается в исходное состояние за счет ядерной магнитной релаксации. Начальная ампли­ туда индуцируемого сигнала пропорциональна числу ядер водорода в веществе и, следовательно, количеству самого вещества. Время релаксации ядерной намагни­ ченности отлично для различных веществ. Задача определения состава многофаз­ ных систем сводится к математическому разложению релаксационной кривой на фазы, характеризующиеся своими временами релаксации и населенностью фаз.

Релаксационные зависимости, характеризующие нефтяные флюиды в свобод­ ном объеме, какправило, представлены, по крайней мере,двумя фазами—«легкой», и «тяжелой», которые различаются подвижностью в этих системах, то естьявляют­ ся свободными или связанными. Одна из фаз характеризуется высоким временем релаксации, соизмеримым со временем релаксации подвижных жидкостей [252]. Возрастание вязкости нефтяных флюидов сопровождается увеличением содержа­ ния фазы с низким временем релаксации. Для высоковязких нефтей и природных битумов доля фазы с низким временем релаксации увеличивается, приближаясь к 1, то есть они по свойствам подвижности являются практически однофазными.

Наблюдаемые отличия релаксационных характеристик и изменение соот­ ношения связанной и свободной фаз, получаемых импульсным ЯМР, связаны с появлением элементов структурирования в нефтяной дисперсной системе. Комплексы, ядром которых являются асфальтены, смолы и часть углеводородов масляной составляющей нефти, являются ответственными за увеличение вкла­ да связанной фазы. Наличие в составе нефти повышенного содержания твердых парафинов также существенно отражается на ее подвижности [55]. Втаких систе­ мах создаются ассоциаты твердых парафинов в виде кристаллических фаз. Дейс­ твительно, при температуре ниже критической температуры насыщения нефти парафином резко увеличивается теплота активации вязкого течения нефти ДЯ. Величины теплоты активации вязкого течения (180-200 кДж/моль) сопоставимы со значениями теплоты плавления твердых парафинов.

Для выяснения энергетического состояния флюидов —остаточной нефти и воды в поровом пространстве породы использован нефтенасыщенный керновый материал из зоны выделения парафинов в терригенных отложениях девона, полу­ ченный при бурении двух скважин Азнакаевской и Федотовской площадей (табл. 8.1). Характеристика порового пространства пласта осуществлена методом им­ пульсного ЯМР [213]. Пористая среда пласта является системой порода-нефть- вода. Подвижность нефти и воды зависит от положения, которое они занимают относительно поверхности пор и их размера. Разделение флюидов, содержащихся в поровом пространстве, на отдельные фазы проводилось по временам спин-ре- шеточной релаксации Т/п полученным путем разложения релаксационных кри­ вых, а содержание фаз определялось по населенности протонов Рг

Вода, связанная с глинистой составляющей, адсорбированная и свободная, занимает различные места относительно поровой поверхности. При разложении релаксационных кривых ей соответствуют фазы с коротким, низким и высоким временем релаксации. Почти во всех исходных нефтенасыщенных образцах пес­