Виды остаточной нефти и механизмы их образования

S

1 Sоr

Sпр

 

1 – Sпр=Sоr,

где Sпр – насыщенность промытой зоны.

 

 

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

hкин=bв×yохв,

где bв – коэффициент вытеснения; yохв – коэффициент охвата.

 

Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

b=(Sнач – Sоr)/Sнач.

Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.

Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.

Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.

Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:

1 - hкин=hост~0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.

 

Рассмотрим виды остаточной нефти:

1. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.

Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.

 
 

 


Образуется линза.

       
   
 
 


 

Рассмотрим эксплуатационные объекты[5]:

 
 

 


k1

k2

k3

 

 
 


фильтр

 

Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.

Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.

Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.

 
 


неохваченная зона

 

Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.

Характеризующим параметром

является отношение mн/mв.

Чем больше это отношение,

тем уже эти «лепесточки».

 

Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:

 

 
 

 


наг. скв. экс. экв.

 

Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.

 

Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.

 

 


Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.

 

2. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:

Sнач=1 – Sост.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

 

Остаточное нефтенасыщение делится на виды:

1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;

2) Адсорбированная остаточная нефть;

3) Плёночная остаточная нефть;

4) Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;

5) Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.

 

В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.

 

51.1. Виды остаточной нефти и механизмы их образования.

1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть.

 

Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.

 
 

 


Рассмотрим свойства этого типа нефти.

Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.

Ей количество зависит от:

структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.

 
 


Разветвлённость характеризуется

координационным числом.

 

Для разветвлённости такого типа характерно бимодальное распределение.

% встр.

 

rк rп r

Если rп>>rк, часть нефти остаётся в порах.

Так для Волго-Уральской области на одну пору приходятся 3-4 капилляра, а на месторождениях Сибири весьма неблагоприятное координационное число составляет ~30-50, т.е. на одну пору приходится до 50 капилляров.

 

разницы между dк и dп; dк

Эти диаметры иначе называются

медианными диаметрами.

dп

 

 

Снова рассмотрев бимодальное распределение, можно сделать вспомогательный вывод, приводящий к тому что чем больше разница медианных диаметров, тем сильнее проявляются эффекты защемления. Значит, даже в пластах, имеющих большую проницаемость, но сложное строение внутрипорового пространства, коэффициент нефтеизвлечения будет маленький.

 

смачиваемости.

Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.

Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:

Þ Распределение количества ганглий по размерам;

 

Кол-во

капель

%

 

размер

 

Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.

 

Þ Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DРк/DРг).

Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:

 

%

 

Стрелка указывает на увеличение

grаd(Рг)

grаd(Рг)

d, мкм

 

 

В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.

DРк/DРг~Nеа

Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа(Nеа).

 

В зависимости от Nеа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:

Sоr

 

 

I II III

Nеа

I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения.

II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.

III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.

 

Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому.

Поведение на месторождении таково:

 

I

 

II, I

 

II, III

 

наг. скв. экс. скв.

 

В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее.

 

Таким образом, сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв.

Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления.

 

 

Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.

Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.

 

Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.

 

Лекция №20.

(продолжение к лекции №19).

 

2) Следующий вид остаточной нефти – адсорбированное остаточное нефтенасыщение.

Чем больше удельная поверхность и чем больше коэффициент глинистости, тем больше проявляются адсорбционные свойства пласта. Поэтому, часть внутрипоровой поверхности занята плёнкой воды, а часть – адсорбированными смоло-асфальтенами.

 
 


Смоло-асфальтены

 

Эти компоненты прочно удерживаются силами поверхностного взаимодействия.

Адсорбированная нефть является неподвижной при любых гидродинамических условиях и, в отличие от капиллярно-защемлённой, обладает и другими свойствами:

1. повышенной плотностью по отношению к исходной;

2. химическим составом, отличным от исходного (~100% смоло-асфальтены);

3. свойства на границе раздела фаз отличаются существенно, т.к. меняется вязкость.

 

Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных от 0°, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее.

В обычных месторождениях такой нефти немного 5-15%, но есть объекты, в которых она присутствует в больших количествах, например, если месторождение подверглось разрушению. Т.е. покрышка разрушилась, лёгкие углеводороды улетучились, а тяжёлые адсорбировались, а затем покрышка снова восстановилась.

       
 
   
 

 

 


Так возникают битумные залежи – промышленные объекты, которые могут быть разработаны. Свойства нефти таких залежей близки к свойствам адсорбированной нефти. Такую адсорбированную нефть мы можем извлечь только с помощью сильных химических растворителей (реагентов).

Профессор Колбыч предсказал, что к 2020 г. простые запасы станут не основным источником, а их место по важности займут газогидраты, битумы, высоковязкие нефти.

 

Адсорбированные, тяжёлые углеводороды могут содержаться и в газовых залежах (до 30%), в таких как Астраханское, Ухтельское и другие месторождения.

 

3) Следующий вид остаточной нефти – плёночное остаточное нефтенасыщение.

 

 


Адсорбированные

углеводороды

Адсорбированная поверхность – гидрофобная поверхность, т.е. она хорошо смачивает углеводородную фазу (в частности нефть) и образует плёнку. Плёнка покрывает эту самую поверхность, образуя переходные зоны, с отсутствием промытых зон. В процессе вытеснения плёнка истончается, вытягиваясь в нить.

Зависимость объёма прокачанных пор от нефтенасыщения выглядит следующим образом:

Sоr

 

 

5000 Vп

 

Остаточное нефтенасыщение не достигается, т.к. хотя плёнка истончается, но продолжает вытесняться и вытягиваться.

С точки зрения заводнения, наличие плёночной нефти – отрицательный факт. Обычно заводнение проводится до 2-3 поровых объёмов, а приемлемо минимальное значение остаточной нефтенасыщенности не достигается и при величина в 5000 поровых объёмов.

 

Для доизвлечения плёночной нефти можно использовать химические реагенты, изменять смачиваемость, закачивать неполярные жидкости.

Плёночная остаточная нефть в основном присутствует в пластах со смешанной смачиваемостью.

 

4) Остаточная нефть тупиковых и микронеоднородных пор.

v, %

 

 

r, мкм

 

Распределение пор по размерам имеет характерный двугорбый вид.

 

Чем больше величина 1, тем ближе пора к тупиковой. Т.к. когда капилляры становятся малого диаметра – пора становится тупиковой.

 

 
 

 

 


Нефть не может быть вытеснена из тупиковых пор гидродинамическим перепадом давления. Это связано с процессами эпигенеза[6]: изначально проточная пора закупоривается и становится непроточной (тупиковой).

нефть

 

 

вода

 

С точки зрения добычи нефти, подобная ситуация – самая неприятная, т.к. нет способа воздействия на эту нефть: например, если закачивать химические компоненты, то они просто пройдут мимо, лишь чуть затронув горлышко.

А положение с таким видом пор и соответственно нефти характерно для Западной Сибири, где отношение dк/dп больше 50.

Канадский учёный Саллатиэл вывел следующую зависимость Е(dк/dп):

Е,%

 

dк/dп

Е – коэффициент вытеснения остаточной нефти в процентах, которую мы можем вытеснить любым методом.

Для западной Сибири величина Е может достигать 30-40%.

 

Если мы посмотрим в микроскоп, то увидим, что:

 

 

Мелкие капилляры  

 

Выщелачивание и иные явления выявляют в поре маленькие капилляры.

 

 

Но есть новый способ, который может дать возможность довытеснения нефти из тупиковых пор – воздействие упругими колебаниями. Во-первых, при этом одна часть нефти протолкнётся, к тому же низкочастотные колебания могут генерировать иные, например, ультразвуковые, частоты (см. доминантные), что позволит изменить давление насыщения нефти газом, и газ будет вытеснять нефть из ловушек. Учёные утверждают, что в результате нефтеотдача повышается на 30%.

 
 


Газ вытесняет нефть

в режиме растворённого газа.

 

Как правило, в таких классических объектах, как Хаси-Мисао, Волго-Уральская область, с ростом проницаемости, количество тупиковых пор снижается. Но существуют преобразованные коллектора, где даже при большой проницаемости много тупиковых пор (это, например, Таллиннское, Самотлор и другие).

 

5) Остаточная нефть, образовавшаяся в результате неустойчивого процесса вытеснения.

 

Остаточная нефть неустойчива к процессам вытеснения при закачке воды.

 
 

 


Фронт вытеснения

 

 

При определённом соотношении вязкостей mв и mн начинают происходить нежелательные явления.

 

Так, если вязкость нефти превышает вязкости воды в 50 раз, т.е. mн~50×mв, то образуются «прорывные пальцы». Вода прорывается вперёд, а нефть остаётся по бокам. Картина при этом следующая:

 

 
 

 

 


Таким образом могут возникать древовидные структуры:

не вытесненная нефть

 

 

вода

 

 

Неустойчивое вытеснение происходит по зонам неоднородности. Такой прорыв характерен для высоковязких нефтей, но может проявляться и при вытеснении маловязкой нефти газом.

 

Лекция №21.