Углеводородное содержимое коллекторов

• Название: Углеводородное содержимое коллекторов
• Дата: 26.02.2023
• Размер: 0.89 Mb.
• Имя файла: Lekciya_2.docx
• Тип: Документы; #955736
• страница: 3 из 4

Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта.

Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии и др., также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании:

1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбированной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода – нефть, вода – газ).

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам.

Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. 4.2 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов [15].


Рис.4.2 Зависимость остаточной водонасыщенности

пород от их проницаемости

1– мелкозернистые пески; 2–среднезернистые пески; 3 – крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4 и 5 – песчаники различных участков Туймазинского месторождения; 6 – известняки Новостепновского месторождения; 7 – известняки Карташевского месотрождения
Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же – с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.
Состояние переходных зон нефть – вода, нефть – газ и вода – газ
Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков, сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами ее мощность достигает 6 – 8 м.

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм² при водонасыщенности 35 – 40% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. При проницаемости 0,650 мкм² сплошность нефти нарушается при 28 – 30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 – 35% от объема пор.

Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. 4.3), полученные путем вытеснения воды нефтью.



Рис. 4.3. Схема изменения водонасыщенности

пород по вертикали.
По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение

, (4.1)

где – капиллярное давление;

– соответственно плотности пластовой воды и нефти;

– ускорение силы тяжести;

– высота над уровнем 100% насыщения пласта водой.

Отсюда

. (4.2)

Так как капиллярное давление – функция водонасыщенности , тогда

. (4.3)

Эта зависимость отличается от только постоянным множителем и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость будут одинаковыми, если на оси ординат вместо отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению расстояние от водо-нефтяного контакта . Используя эту кривую (рис. 4.3), где капиллярное давление преобразовано в высоту столба , которым уравновешивается данное капиллярное давление можно приближенно оценить распределение воды и нефти по вертикали в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей мощности пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале от до

. (4.4)

Величина интеграла в этой формуле определяется площадью под кривой между соответствующими значениями и .

Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород пластовой системы. Поэтому при использовании осредненных кривых зависимости «капиллярное давление — водонасыщенность», полученных по результатам усреднения большого числа анализов, получаем сугубо приближенное представление о распределении воды и нефти в переходной зоне и по вертикали в пласте в целом. Одна из причин этого обусловлена, вероятно, влиянием капиллярного гистерезиса на высоту капиллярного поднятия и распределения воды в пластовых условиях.

М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установили, что в капиллярах переменного сечения может существовать несколько равновесных высот подъема (капиллярный гистерезис) в зависимости от формы капилляра.

Действительно, для капилляра с профилем, приведенным на рис. 4.4, существует несколько высот капиллярного подъема жидкости, для которых соблюдается условие, определяющее равновесную высоту подъема :

, (4.5)

где – потенциальная энергия смачивающей жидкости в капилляре:

. (4.6)



Рис.4.4 Схематический график функции для

капилляра «синусоидальной» формы

Здесь – капиллярное давление, выраженное в тех же единицах, что и давление столба жидкости высотой ; – объем жидкости в капилляре.

Для пористых сред, состоящих из бесконечно большого числа капилляров различного сечения сложной формы и сообщающихся друг с другом, капиллярный гистерезис может выражаться большим числом равновесных высот капиллярного подъема.

Еще более сложное строение водо-нефтяного контакта возникает при вытеснении нефти водой в процессе эксплуатации залежи: кроме проницаемости, капиллярного подъема и физико-химических свойств жидкости, на строение водо-нефтяной зоны влияют динамические факторы – градиенты давлений, фазовые проницаемости системы и т. д.

Иногда этот контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи. На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть – порода – газ.

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (4.1) и (4.2), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (4.2) все же следует, что высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.
Минерализация пластовых вод
Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH₄. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода. Например, в водах горизонта Б₂ месторождения Зольное содержится до 20 г/м³ сероводорода.

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

• рассолы (Q > 50 г/л);

• солёные (10 < Q < 50 г/л);

• солоноватые (1< Q < 10 г/л);

• пресные (Q <1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах.

Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д.

Исследования показывают, что состав связанной воды может быть иной, чем пластовой. Так, например, среднее содержание хлора в связанной воде ярегского песчаника (по С. Л. Заксу) оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью. Содержание хлора в связанной воде доломитов Новостепановского месторождения изменяется от 19 до 335 кг/м³ при среднем содержании хлора в водах этого месторождения около 100 кг/м³.

Еще плохо изучены органические вещества пластовых вод. Установлено, что в большинстве из них содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты. Общее содержание органических анионов достигает иногда 5 кг/м³. В жестких водах, содержащих большие количества кальция, нафтенаты выпадают из раствора в виде кальциевых мыл. Предполагается, что часть веществ, относимых в минерализованных водах к нафтеновым кислотам, представляет собой фенолы и их производные (феноляты). Все упомянутые органические составляющие перешли в воду из нефти, и они влияют на нефтевымывающие свойства вод при вытеснении нефти из пласта *.

Нефтяные залежи, имеющие промышленное значение, находятся в большинстве случаев в зоне затрудненного водообмена. Однако присутствие в некоторых пластах пресных вод обусловлено гидродинамической связью, существующей между нефтеносными пластами и поверхностными областями питания. Имеется много месторождений, где нефть залегает вместе с пресной водой или с водами, характеризующимися низкой концентрацией солей. Поэтому наличие гидродинамической связи нефтяного пласта с поверхностными источниками питания не всегда сопровождается вымыванием нефти из ловушек и разрушением залежи.
Тип пластовой воды
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом.

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, обусловленный наличием карбонат-анионов ( ), или бикарбонат-анионов ( ). Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном это соли соляной или серной кислот и тип воды, обусловленный их наличием, характеризуется присутствием хлор-анионов (Cl^–) и сульфат-анионов ( ).