Виды остаточной нефти и механизмы их образования

S

1 S_оr

S_пр

1 – S_пр=S_оr,

где S_пр – насыщенность промытой зоны.

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

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

h_кин=b_в×y_охв,

где b_в – коэффициент вытеснения; y_охв – 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 - h_кин=h_ост~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 m_н/m_в.

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:

S_нач=1 – S_ост.

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.

r_к r_п r

Если r_п>>r_к, 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 d_к и d_п; d_к

Эти диаметры иначе называются

медианными диаметрами.

d_п

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 (DР_к/DР_г).

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

%

Стрелка указывает на увеличение

grаd(Р_г)

grаd(Р_г)

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.

DР_к/DР_г~N_еа

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

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

S_оr

I II III

N_еа

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 Р_к. 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:

S_оr

5000 V_п

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 d_к/d_п больше 50.

Канадский учёный Саллатиэл вывел следующую зависимость Е(d_к/d_п):

Е,%

d_к/d_п

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 m_в и m_н начинают происходить нежелательные явления.

Так, если вязкость нефти превышает вязкости воды в 50 раз, т.е. m_н~50×m_в, 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.