книги / Формирование состава остаточных нефтей

П30

Издание осуществляется при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований по проекту № 08-05-07046

Издание выпущено в свет при участии ИОФХ им. А.Е.Арбузова КНЦ РАН

Р е ц е н з е н т ы

доктор химических наук ГМ.Каткова; доктор технических наук И.Ш.Хуснутдинов

Петрова Л.М.

П30 Формирование состава остаточных нефтей. — Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2008.-204 с.

ISBN 5-9690-0075-2

Монография посвящена обобщению данных по изменению природных свойств нефтей при разработке месторождений заводнением в зависимости от влияния различных техногенных факторов. Рассмотрены закономерности формирования состава и свойств остаточных нефтей в результате избирательного взаимодействия отдельных компонентов с поверхностью коллек­ тора, растворения части компонентов в закачиваемой воде, бактериального разложения нефти и фазовых изменений дисперсной системы нефти при выпааеиии в пласте твердых парафинов. Показана применимость различий в составе остаточных нефтей из промытых и неохваченных за­ воднением частей нефтяного пласта для изучения направлений действия наиболее широко при­ меняющихся на поздней стадии разработки месторождений третичных методов добычи нефти. Рассмотрены методические подходы по подразделению содержащихся в нефтяном пласте флюи­ дов по подвижности с помощью комплекса методов геофизического исследования скважин.

ВВЕДЕНИЕ

Внастоящее время многие месторождения нефти России находятся на позд­ ней стадии разработки. При этом остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти составляют 40-90% от перво­ начальных геологических запасов. Нефтяная залежь, являясь составной частью геологической среды, подвергается техногенному влиянию при использовании для добычи систем заводнения и других методов с изменением множества пара­ метров, характеризующих ее исходное состояние. Не только в России, но и во всем мире для нефтедобывающих предприятий основной задачей является повы­ шение глубины извлечения нефти из недр с использованием экономически на­ иболее эффективных технологий. На месторождениях России основные способы обработки продуктивных пластов, направленные на увеличение нефтеотдачи, ба­ зируются на искусственном заводнении нефтеносного пласта. В процессе завод­ нения пластов с высокой степенью неоднородности коллекторских свойств про­ рыв закачиваемых вод по наиболее проницаемым пластам и зонам терригенного коллектора ведет к обводнению скважин до 95-98%, при котором эффективность как самих гидродинамических методов, так и прочих методов повышения нефте­ отдачи резко снижается.

Впроцессе разработки нефтяных месторождений гидродинамическими ме­ тодами складывающаяся система разработки преобразует начальную структуру запасов нефти в текущую. Так как запасы различных участков нефтяной залежи вырабатываются с разной интенсивностью, по-разному замещается нефть зака­ чиваемой водой, то и количество текущих запасов нефти в различных зонах со временем изменяется неодинаково. Поэтому текущие запасы нефти пласта со­ стоят из остаточной нефти в промытых частях, а также из нефти в изолированных его частях. Остаточная нефть в наиболее проницаемых частях пласта находится

ввиде капель во внутрипоровом пространстве гидрофильного коллектора, а в гидрофобном коллекторе адгезионно связана с поровой поверхностью. Кроме этого, в зависимости от продолжительности применения, заводнение в той или иной степени оказывает влияние и на состав нефтей. Поэтому остаточная нефть

внаиболее проницаемых промытых частях пласта принципиально отличается по составу и свойствам от нефти с практически начальными или слабоизмененными свойствами в неохваченных разработкой менее проницаемых частях пласта.

Таким образом, при заводнении образуется сложная структура остаточной не­ фти. В одном и том же пласте в промытых частях содержится измененная нефть микроуровня, а в целиках и застойных зонах —нефть с практически начальными или слабоизмененными свойствами макроуровня. Обосновывая выбор объекта и соответственно метода или технологии воздействия на пласте остаточными запа­ сами, обычно учитывают геолого-физические особенности пласта. Значительно меньше внимания уделяется составу и свойствам остаточных нефтей, роль кото­ рых на поздней стадии разработки может стать определяющей. Это стимулирова­ ло возникновение в конце 80-х годов XX столетия нового направления в химии нефти, связанного с особенностями состава и свойств остаточных нефтей.

Несмотря на относительно небольшой период с начала возникновения ново­ го направления, его развитие можно условно подразделить на два этапа. Первый этап касается формирования остаточных нефтей при использовании гидродина­ мических методов. Появившиеся многочисленные исследования, посвященные составу остаточных нефтей микроуровня в промытых наиболее проницаемых частях пластов-коллекторов, показали, что состав пластовых нефтей в высоко­ проницаемых частях пласта претерпевает те или иные изменения под действием различных техногенных процессов.

Современные представления о структуре остаточных запасов нефти показы­ вают, что макромасштабные остаточные запасы являются основным резервом добычи, для которой применение гидродинамических методов является неэф­ фективным. Поэтому второй этап развития направления исследования состава остаточных нефтей связан с остаточными нефтями макроуровня, для извлечения которых необходимо увеличивать охват пласта заводнением. Для этой цели при­ меняют оптимизацию плотности сетки скважин, микробиологические методы, а из физико-химических методов - потокоотклоняющие технологии. Их примене­ ние позволяет перераспределять энергию закачиваемой воды в пласте и способс­ твует извлечению нефти из невыработанных зон.

Базой для экономической оценки и определения целесообразности промыш­ ленного применения технологий является анализ геолого-промысловой ин­ формации и лабораторное моделирование пластовых процессов. При изучении физико-химических процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматривают как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой, и именно характеристики породы определяют коэффициент нефтеотдачи пласта (проницаемость, пористость, неоднородность капилляров, удельная поверхность, смачиваемость и т.д.). В начальный период разработки залежи, когда нефть представляет собой молекулярный раствор, это является оправданным. На поздней стадии разработки месторождений роль осо­ бенностей состава остаточных нефтей существенно возрастает при реализации той или иной технологии.

Для снижения непроизводительных затрат, связанных с невозможностью точ­ ного моделирования совокупности сложных и разнообразных геолого-физичес­ ких условий в пласте, изучение на основе состава и свойств нефтей механизма действия и оценка успешности применения в опытно-промысловых испытаниях технологий, позволяющих извлекать нефть из недренируемых частей пласта, яв­ ляются важной задачей.

Во всем мире для решения таких задач, как создание постоянно действующих геологических и гидродинамических моделей пласта, для решения вопросов, связанных с разработкой месторождений и проведением мероприятий по повы­ шению нефтеотдачи пластов, подсчет запасов нефти, используются исходные данные, в качестве которых применяются параметры флюидонасыщения пласта, получаемые с помощью комплекса методов геофизического исследования сква­ жин (ГИС). В этой связи существует необходимость совершенствования сущест­ вующих подходов для подразделения пластовых флюидов, в частности нефти, по подвижности.

Исследования автора базируются на фактическом материале по составу оста­ точных идобываемых нефтей месторождений Республики Татарстан, полученном

вИнституте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского на­ учного центра РАН, на результатах научно-исследовательских работ по заданиям ОАО «Татнефть», контрактам Министерства экологии и природных ресурсов РТ

инаучно-исследовательским работам НИЦ ТИЗНиПБ по территориальным про­ граммам РТ, а также грантам по программам приоритетных направлений фун­ даментальных исследований Академии наук РТ. Кроме этого, для целостности представления о состоянии изученности остаточных нефтей на месторождениях Волго-Уральского региона в кратком изложении использованы имеющиеся пуб­ ликации по составу нефтей месторождений Республики Башкортостан.

Автор признателен Г.П.Курбскому, при непосредственном участии которого была поставлена проблема формирования остаточных нефтей, и Г.В.Романову, внесшему большой вклад в развитие фундаментальных исследований в решении этой проблемы, благодарен коллегам по работе, принимавшим активное участие

впроведении экспериментов и обсуждении полученных результатов: Т.Н.Юсуповой,Т.Р.Фосс,Э.П.Семкииой, Е.В.Лифановой, Н.В.Якимовой, Н.А.Аббакумовой

иЛ.В.Аввакумовой.

Особая благодарность: за поддержку развития нового направления в химии нефти главному геологу ОАО «Татнефть», впоследствии советнику президента РТ Р.Х.Муслимову, за высококвалифицированную помощь в решении различных задач ведущему геологу ТатГРУ Р.З.Мухаметшину, главному геологу В.С.Дубровскому и начальнику опытно-методической партии Р.Н.Абдуллину НТУ «Татнефтегеофизика», сотрудникам ТатНИПИнефть Р.Р.Ибатуллину, И.Ф.Глумову и В.В.Слесаревой, профессору КГТУ С.В.Крупину и ведущему научному сотрудни­ ку ОАО «НИИнефтепромхим» Т.А.Захарченко.

Г л а в а 1

ФОРМЫ СУЩЕСТВОВАНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Многие месторождения России находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью пластов при сравнительно низком коэффициенте нефтеизвлечения. Структура нефтенасыщения пластов определя­ ется их поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностыо, а также литологическим составом.

Вмещающие нефть породы характеризуются большим разнообразием мине­ ралогического состава, коллекторских и фильтрационных свойств. Разнообразны также динамика течения жидкости внутри пластов при добыче и степень гидроди­ намического контакта отдельных зон. Микро- и макронеоднородности пластов, неодинаковая смачиваемость пористой среды, различное межфазное натяжение и вязкость нефти, условия извлечения —все это приводит к неполному вытесне­ нию нефти водой. Применение различных вторичных методов добычи нефти не позволяет достигнуть полного извлечения ее запасов на поверхность. В настоя­ щее время многие месторождения, длительно находящиеся в эксплуатации, ха­ рактеризуются высокой остаточной нефгенасыщенностью.

1.1. Размещение и состояние разработки основных запасов нефти Волго-Уральского региона

Геологический разрез основных тектонических регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеет [1-4] двухъярусное строение, нижний из ко­ торых представлен докембрийским кристаллическим основанием, а верхний — осадочными комплексами девонской, каменноугольной, пермской и четвертич­ ной систем. Диапазон нефтебитуминосности простирается от живетского яруса среднего девона до верхнеказанского подъяруса верхней перми. В разрезе вы­ деляются следующие нефтегазоносные и битуминосные комплексы: терригенного девона, карбонатного девона, карбонатно-терригенного нижнего карбона, карбонатно-терригенного среднего карбона, карбонатного верхнего карбона и нижней перми, терригенной толщи уфимского яруса и терригенно-карбонатной толщи верхнеказанского подъяруса. Промышленно нефтеносными региональ­ ными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенного де­ вона, тульско-бобриковские терригенные и верхнетурнейские карбонатные тол­ щи нижнего карбона, а также каширо-подольские и верей-башкирские среднего карбона. Продуктивные комплексы разделяются глинистыми, глинисто-карбо­ натными и сульфатными породами.

Несмотря на то, что прослеживается определенная связь характеристик од­ новозрастных нефтей и битумов с минеральным составом вмещающих пород,

были установлены следующие основные характерные особенности нефтей Вол­ го-Уральской провинции.

Для девонских нефтей —незначительная сернистость, относительно высокое содержание парафина, метановых углеводородов и светлых фракций, выкипаю­ щих до 300°С; преобладание метановых углеводородов в групповом составе, после которых по содержанию следуют ароматические и затем нафтеновые. Плотность колеблется в пределах 0,80-0,92 г/см3.

Для нефтей карбона —больший удельный вес, значительно большая сернис­ тость (до 4-5%), в некоторых районах преимущественно метановый характер, иногда со значительным содержанием ароматических углеводородов. Отмечена изменчивость нефтей среднего карбона по территории. С утяжелением нефтей увеличивается их смолистость.

Нефти пермских отложений в большинстве своем тяжелые (удельный вес до 0,96), вязкие, со значительным содержанием серы. Широко распространены вы­ соковязкие мальты, встречены и твердые асфальты.

Таким образом, с увеличением возраста и глубины залегания нефтевмещаю­ щих пород довольно четко (особенно для нижней части разреза) падают плотность нефти, содержание в ней серы, содержание асфальтенов на сумму смолисто-ас- фальтеновых компонентов и сама сумма смолисто-асфальтеновых компонентов. Несколько менее четко убывают сероводородное число (то есть возрастает терми­ ческая стабильность сернистых соединений) и содержание ванадиловых порфиринов. Весьма заметно возрастает содержание в нефти бензиновых фракций. По данным ИК-спектроскопии, увеличивается содержание парафиновых структур относительно ароматических.

Наряду с качественными и количественными показателями нефтей получе­ ны также данные, характеризующие их отдельные фракции и компоненты. По данным масс-спектроскопии содержание парафиновых углеводородов в сред­ них фракциях с ростом глубины и возраста нефтевмещающих пород несколько возрастает, в то время как содержание моно- и бициклических нафтенов, а сле­ довательно и их суммы, постепенно убывает. Уменьшается и содержание три­ циклических нафтенов, тем не менее средневзвешенная величина цикличности нафтеновых девонских и карбоновых нефтей почти не меняется. В составе арома­ тических углеводородов почти в два раза возрастает содержание алкилбензолов. Прослеживается тенденция роста фенантренов и падение содержания тетралинов, динафтенбензолов, ацетанафтенов. Резко падает содержание бензотиофенов и нафтобензотиофенов. Для алкилнафталинов и пиренов тенденция изменения их содержания по разрезу выражена нечетко, но все же их концентрация умень­ шается с глубиной и возрастом нефтевмещающих пород.

Изменение характеристик асфальтенов нефтей по разрезу прослеживается с трудом, и имеющаяся информация представляется недостаточно надежной. Различия свойств асфальтенов наиболее резко проявляются в содержании в них серы, которое снижается более чем в два раза с увеличением глубины залегания и возраста нефтевмещающих пород. Снижается и суммарное содержание в асфаль­ тенах азота с кислородом. Плотность и молекулярная масса имеют минимальные

значения для асфальтенов нефтей из фаменского яруса (каменноугольная систе­ ма) и максимальные —для пашийского горизонта (девонская система). Характер кривых изменения по разрезу общего числа колец и числа нафтеновых колец в средней молекуле асфальтенов хорошо соответствует характеру изменения плот­ ности и молекулярной массы. Средние значения относительных концентраций парамагнитных центров в асфальтенах увеличиваются с глубиной и возрастом нефтевмещающих пород. Этот факт согласуется с тем, что концентрация пара­ магнитных центров увеличивается при росте степени конденсированности аро­ матических колец.

Несмотря на широкий спектр состава и свойств, характерный для нефтей оса­ дочной оболочки, они генетически едины. По мнению А.А.Петрова [5], под гене­ тически однородными нефтями можно считать нефти, содержащие качественно и количественно одинаковые наборы реликтовых углеводородов, а также другие генетические признаки, например, изотопы углерода, серы. Они наиболее устой­ чивы при диагенетических и катагенетических преобразованиях органического вещества и характеризуют родство первичной нормальной нефти и генерирую­ щего ее исходного органического вещества. По данным ГЖХ анализов нефтей установлено, что с возрастом и глубиной нефтевмещающих отложений величины показателя А йв меньшей мере показателей В и 1иП/Е/П возрастают. Показатель К/ обнаруживает при этом небольшое падение. Величины отношения пристана к фитану весьма слабо изменяются с глубиной, что может служить доводом в пользу генетического единства нефтей Волго-Уральского региона.

Причины наблюдаемых особенностей состава и свойств нефтей этого региона дискуссионы. Но, несмотря на существование различных представлений, объяс­ няющих разнообразие нефтей, многие геологи и геохимики принимают следую­ щие положения:

—самостоятельные циклы нефтеобразования в каменноугольных и пермских отложениях отсутствовали и, следовательно, залежи в них носят вторичный ха­ рактер;

—залежи нефтей и битумов в нижнепермских и каменноугольных отложениях связаны с миграцией нефти по трещинам из девонских и нижнекаменноугольных материнских пород;

—нефти каменноугольного возраста, а в еще большей степени нефти перм­ ского возраста подвергались разрушительному воздействию сульфатсодержащих пластовых вод;

—изменение свойств девонских нефтей вряд ли возможно объяснить действи­ ем подземных вод;

—нефти генетически едины.

Существующее на начало разработки нефтенасыщение коллекторов (началь­ ная нефтенасыщенность) складывалось в течение длительного геологического периода формирования залежей. Нефтенасыщение, существующее в природных условиях, обусловливается совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение всей истории ее образования, развития и трансформации. При рассмотрении вопросов о составе остаточной нефти в обводненных зонах следует

учитывать возможную изначальную дифференциацию ее свойств. Степень этой дифференциации определяется различными геологическими и геохимическими факторами. К ним можно отнести глубину залегания продуктивных пластов, фа­ циально-литологические свойства пластов, условия залегания нефти и гидрогео­ логические условия.

При разработке месторождений коэффициент извлечения нефти находится в зависимости от типа коллектора. По высокопроницаемым песчаным пластам он составляет 35-63%, по слабопроницаемым пластам (алевролитам) - 0,20-0,43%, по карбонатным пластам —15-35%. При этом меняется множество параметров, характеризующих природное равновесие нефтяного пласта. На природное разно­ образие нефтей накладываются изменения, связанные с активным вмешательст­ вом человека. Поэтому остаточные нефти следует рассматривать как природно­ техногенные системы.

Известно, что весь период разработки месторождения по уровню добычи нефти подразделяется на четыре стадии [4]. Первая стадия —период освоения эксплуатационного объекта характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости благодаря разбуриванию и освоению системы поддер­ жания пластового давления на залежи. Вторая стадия, стадия поддержания до­ стигнутого максимального уровня добычи нефти, характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов. Третья стадия - период значительного снижения добычи нефти характеризуется высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Четвертая, завершаю­ щая стадия разработки залежи характеризуется низкими и медленно снижающи­ мися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.

Три месторождения — Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское — в пашийско-кыновских отложениях девона (Д0 и содержат 84,5% начальных запасов и обеспечивают 90% объема добычи в Татарстане. Супергигантское Ро­ машкинское месторождение по горизонту разделено на более чем двадцать самостоятельных площадей. В эксплуатационном объекте терригенного девона выделяются семь пластов (сверху вниз): пласт Д0 в кыновском горизонте и в пашийском —пласты а, б1+2, б3, в, г, д. Свыше 70% запасов нефти Башкортостана содержится также на крупных месторождениях, причем 56,3% начальных извле­ каемых запасов сосредоточено на Туймазинском, Шкаповском и Арланском мес­ торождениях.

В настоящее время основные месторождения Урало-Поволжья вступили в за­ вершающую стадию эксплуатации. На большинстве нефтяных месторождений для более эффективного извлечения нефти осуществляется поддержание плас­ тового давления путем закачки в продуктивный пласт воды [6,7]. Тем не менее в заводненных выработанных пластах сосредоточились значительные запасы оста­ точных нефтей.

1.2. Влияние типа смачиваемости поровой поверхности на формирование остаточных нефтей

При разработке нефтяных месторождений гидродинамическими методами в недрах остается до 40-90% запасов остаточной нефти [8-13]. В процессе разработ­ ки залежей заводнением может образоваться большое разнообразие форм сущес­ твования остаточной нефти. Для заключительной стадии разработки основных запасов нефти Волго-Уральского региона, сосредоточенных в отложениях дево­ на, характерна многократная промытость высокопроницаемых зон закачиваемой водой. В то же время, как это показывает практика бурения, в непосредственной близости от обводненных и ликвидируемых скважин при бурении скважин-дуб­ леров, зарезке новых стволов могут быть получены практически безводные при­ токи нефти. Указанное свидетельствует о высокой сложности и неоднозначности параметров остаточной после заводнения нефтенасыщенности. Разнообразие условий не позволяет оценить физическое состояние оставшейся в пласте после разработки нефти. Всегда существуют смешанные и переходные зоны и состо­ яния нефтей, характеризующиеся осложненным типом связывания и степенью изоляции в пласте. Поэтому до настоящего времени не существует общей клас­ сификации типов остаточной нефти, которая бы достоверно отразила характер и количественное распределение этой нефти в породе. В работах [14-20] даются различные структуризации остаточной нефти в разрабатываемых пластах.

ВСША Бюро по геолого-экономическим оценкам при университете штата Техас проведены исследования, направленные на улучшение понимания содер­ жания нефтесодержащих пластов [21]. Результаты моделирования процессов, происходящих на нефтяных месторождениях при заводнении залежи, включая гидродинамику, физико-химическое взаимодействие при смешении компонен­ тов заводнения, и механизма вытеснения нефти из резервуара приведены в [22].

Вчасти залежи, незатронутой заводнением, и в тупиковых порах остаточная нефть мало отличается от исходной пластовой. Она может только потерять не­ которую часть растворенных газов и легких фракций вследствие капиллярной диффузии, вызванной падением давления в пласте. Остаточная нефть промытых зон складывается из пленочной и капиллярно-защемленной нефти. Эти типы остаточной нефти обладают принципиально различными физико-химическими свойствами. Их формирование обусловлено преимущественно смачиваемостью внугрипоровой поверхности водой и нефтью.

Различия в физическом состоянии различных типов нефти можно понять, если исходить из того, что нефтесодержащий коллектор представлен тремя фаза­ ми. В качестве адсорбента выступает пористая среда, размеры пор, капилляров и трещин которой изменяются от сотых долей до тысяч микрометров. Адсорбатами являются нефть с растворенными в ней газами и вода. В результате притяжения поверхностью раздела фаз находящихся вблизи нее молекул адсорбата свободная поверхностная энергия такой системы уменьшается, то есть процессы адсорбции энергетически выгодны. В [23] рассмотрены силы, удерживающие нефть в раз­ личных типах и видах пород-коллекторов. Уделено внимание роли смачиваемос­ ти и адсорбционной активности пород-коллекторов.