высокополярные нефти

СПБГУАП группа 4736

Содержание. Тема 6.

1

СПБГУАП группа 4736

Тема 6

6 Пластовые воды, их свойства и состояние в нефтесодержащих коллекторах.

Воды - неизбежные спутники скоплений углеводородов в земной коре.

Они связаны с любым видом залежей жидких и газообразных угле-

водородных систем.

Обычно вода занимает вследствие гравитационного разделения по-

ниженные части структур залежей нефти и газа, но иногда встречается в средних частях разреза продуктивных интервалов пластов (горизонтов). В

общем можно выделить несколько типов пластовых вод согласно рис. 6.1:

1)краевые

2)подошвенные

3)погребенные (остаточные)

4)промежуточные

5)верхние

6) нижние.

Рис. 6.1. Схема размещения различных типов вод в разрезе месторождения Краевые и подошвенные воды вместе с нефтяными залежами пред-

ставляют единые гидродинамические системы, которые и были одним из положительных факторов, сопутствовавших процессам миграции и нако-

пления углеводородов в ловушках. Специфические условия в направлен-

ности этих процессов в зависимости от характера литологофациальных ус-

ловий могли привести к «отсечению» в разрезе некоторых водонасыщен-ных интервалов в продуктивном интервале и появлению промежуточных

2

СПБГУАП группа 4736

пропластков, не заполненных нефтью. Очевидно, что они должны

иметь сверху и снизу непроницаемые перемычки.

Верхние и нижние воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам, имеющим надежные глинистые разделы сверху и снизу (глины,

аргиллиты).

В продуктивных интервалах нефтяных и газовых залежей и место-

рождений обязательно содержится погребенная (остаточная) вода в холи» честве от 10 до 30 и более процентов от объема пор (пустот) в коллекторах.

Эти количественные показатели характеризуют повышенные зоны (прику-

польные) ловушек. С приближением к ВНК количество погребенной воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. Толщина пере-

ходных зон (ПЗ) от нефтенасыщенных коллекторов к водонасыщенным может достигать нескольких метров по вертикали. Очевидно, что эта зона тем больше, чем менее проницаемы коллектора.

В некоторых случаях толщина ПЗ может быть сопоставима с толщиной самого продуктивного пласта и даже с этажом нефтегазоносное™. В таких случаях возникает серьезная проблема разработки низкопроницаемых недонасыщенных пластов. В Западной Сибири они встречены в Ноябрьской

(Суторминское месторождение), Сургутской (Приобское месторождение)

зонах, в Советско-Соснинском месторождении (на границе Тюменской и Томской областей).

Пластовые воды влияют на процессы вытеснения нефти, на процессы подъема ее на поверхность через скважины и на процессы сбора и под-

готовки нефти, воды и газа на промыслах.

6.1. Состояние остаточной воды в коллекторах

На характер распределения остаточной (погребенной) воды, а следо-

вательно и нефти (газа), в пористой среде пласта оказали влияние много-

численные факторы: свойства пористой среды (состав пород, структура пор,

физико-химические свойства пород) и пластовых жидкостей (физико-

3

СПБГУАП группа 4736

химические свойства нефтей и вод, количество остаточной воды).

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пустотной среде пласта влияет на процессы движения нефти в пласте и призабойной зоне пласта, на процессы вытеснения нефти и газа водой из пластов. Как было указано выше, в зависимости от количества погребенной воды она может быть прочно связанной и рыхло связанной. В первом случае из скважин длительное время и при любых забойных депрессиях добывают безводную продукцию. Во втором неизбежно получение обводненной нефти при любых депрессиях, что осложняет работу нефтепромыслового обо-

рудования и в целом делает процесс нефтеизвлечения дорогим.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает по-

верхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидро-

фильной. Если же поверхность коллектора вследствие адсорбции поверх-

ностно-активных веществ (ПАВ) нефтей покрыта компонентами углеводо-

родной составляющей, поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Из этого следует, что формы сущест-

вования воды необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородно го сырья, при выборе оптимальных технологий нефтеизвлечения и в конечном итоге в изучении нефтеотдачи пласта и в методах повышения коэффициентов нефтеотдачи (КНО).

Первоначальное распределение остаточной воды, следовательно, будет влиять на фазовые проницаемости нефти, воды и газа. Смачиваемость

(фильность) коллектора будет оказывать влияние на интенсивность капил-

лярных процессов при вытеснении нефти и промывке пласта, она предо-

пределяет формы и количество остаточной нефти в пласте на пределе эко-

номической рентабельности применяемой технологии нефтеизвлечения.

Принятая большинством исследователей гипотеза о генезисе нефтяных месторождений утверждает, что породы - коллекторы нефти и газа были вначале заполнены водой. При оттеснении воды углеводородами от верхних частей ловушек вниз она не могла быть удалена полностью из коллектора

4

СПБГУАП группа 4736

при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Несмотря на разночтения в мнении исследователей о природе и ха-

рактере (свойствах) различных вод, большинством признается существо-

вание следующих видов вод в пористой среде:

1)капиллярно связанная вода в капиллярах малого сечения;

2)адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у по-

верхности твердого тела и прочно связанная с поверхностью коллектора

(следует иметь в виду, что свойства адсорбционной воды значительно от-

личаются от свойств свободной воды);

3)пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4)свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре коллектора (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Когда исследуется керновый материал или интерпретируется геофи-

зический, то в образцах или интервалах каротажа обычно определяется общее количество остаточной воды без дифференцирования ее количеств по видам.

В первые годы исследования данной проблемы предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Однако исследования М.М.Кусакова показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние связанной воды прежде всего зависит от свойств воды. Но чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии.

С увеличением минерализации остаточной воды возрастает степень гидрофобизации твердой фазы вследствие десольватирующего действия ионов солей (т.е. происходит разрушение сольватных слоев). Устойчивость пленки на поверхности твердой фазы увеличивается при снижении

5

СПБГУАП группа 4736

минерализации воды (при низком поверхностном натяжении между водой и нефтью), следовательно, можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды,

последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

В газовом коллекторе сильно минерализованные остаточные воды не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольвати-

рующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя толщина слоя равновесной пленки слабо минерализованной воды на по-

верхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм. Установлено, что общее количество остаточной воды возрастает с уменьшением проницаемости пород (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости песчано-алевритовых коллекторов (по А.А.Ханину)

Были попытки установить аналитическую зависимость между водо-

насыщенностью, проницаемостью и пористостью. Один из вариантов при-

ближенной зависимости для различных типов коллекторов представлен ниже:

для песков

(6.1)

6

СПБГУАП группа 4736

для песчаников

(6.2)

для известняков

(6.3)

где: S–насыщенность;

К0–абсолютная проницаемость; m0–открытая пористость.

6.2. Методы определения остаточной воды в коллекторах

Практикой исследования остаточной водонасыщенности кернов установлена необходимость парафинизации его непосредственно на буровой во избежание испарения воды и нефти в процессе транспортировки его до лаборатории. Были проведены работы по доставке поднятого керна в закрытых сосудах под слоем нефти. В том и другом случае наиболее достоверные результаты по определению количества остаточной воды получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе.

В отраслевых стандартах были отработаны приемы, нормы и требования по методике определения водонефтенасыщенности пород. Для этих целей была создана стандартизованная аппаратура. До сих пор наиболее представительными являются результаты по определению нефтеводонасыщенности кернов в аппаратах Закса. При отсутствии кернов

(не планировался отбор, был разрушен в процессе бурения) пользуются результатами геофизического каротажа, которые, кстати, сопоставляются с керновыми данными, и на базе этого выводятся для определенных типов коллекторов количественные связи (т.е. опосредствуются показатели геофизические через лабороторные данные по керновому материалу).

В лабораториях физики пласта пользуются для определения остаточной воды методом полупроницаемых перегородок (приближенно) и методом центрифугирования. По результатам этих исследований строят кривые

7

СПБГУАП группа 4736

капиллярное давление - водонасыщенность (рис. 6.3), а по обобщению большого числа исследований - кривые зависимости водонасыщенность -

проницаемость - капиллярное давление (рис. 6.4).

Рис. 6.3. Кривые зависимости капиллярное давление – водонасыщенность

Рис. 6.4. Изменение водонасыщенности образцов в зависимости от проницаемости пород при различных значениях капиллярного давления

Результаты исследований используются как в объяснении природы генетических процессов образования залежей, в геометризации переходных зон, так и в проектировании технологий нефтедобычи,

8

СПБГУАП группа 4736

6.3. Характеристика переходных зон

В геологической и нефтепромысловой практике часто под водонефтяным контактом (ВНК) понимают различной толщины переходные зоны (ПЗ). Как было указано выше, толщина их может колебаться в широких пределах. Строение этих зон и распределение в них воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами,

которые, в свою очередь, зависят от свойств и состава пород и физико-

химических свойств пластовых жидкостей. В песчаниках высокой отсортированности зерен, с высокой проницаемостью толщина ПЗ не превышает нескольких десятков сантиметров.

Состояние свободной и связанной воды в ПЗ определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород.

Для оценки размера и строения ПЗ, кроме геофизических методов используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления. Обобщенно поведение кривой водонасыщенности у ВНК (ПЗ) можно представить рис. 6.5.

Рис. 6.5. Схема изменения водонасыщенности пород по вертикали В практических случаях характер переходных зон у ВНК может быть

более сложным вследствие постояной неоднородности, характера и динамизма всего водонапорного бассейна (законтурной зоны). Иногда ВНК имеет наклонное положение.

9

СПБГУАП группа 4736

Для приближенной оценки распределения нефти и воды в ПЗ можно использовать формулу

(6.4)

где: Рк - капиллярное давление;

в и н – соответственно плотности пластовой воды и нефти; g - ускорение свободного падения.

Очевидно, что высота (толщина) ПЗ на контакте нефть – газ должна быть меньше, чем у ВНК.

6.4. Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод:

1)плотность;

2)вязкость;

3)объемный коэффициент;

4)сжимаемость;

5)коэффициент теплового расширения.

Плотность пластовой воды возрастает с увеличением концентрации соли. Известны россолы с концентрацией солей до 642, 8 кт/м3, плотность которых достигает 1450 кг/м3.

Зависимость плотности воды в от количества растворенного мине-

рального комплекса Q приближенно можно проследить по табл. 6.1 для тем-

пературы 15°С.

Таблица 6.1. Изменение плотности воды от количества растворенной соли

Пластовые воды месторождений Западной Сибири характеризуются слабой минерализацией (в отличие от месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Содержание солей в них колеблется в пределах от 10 до 17 г/л. Плотность вод при этом меняется от 1008 до 1012 кг/м3.

10