книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

значений наступающего и отступающего контактных углов. Для коэффициента D получено несколько выражений, связывающих его со значениями контактных углов и со структурой порового пространства: диаметром поры и пережима, их размерами, другими структурными характеристиками. Наиболее наглядно влияние структуры порового пространства на подвижность остаточной нефти продемонстрировал Ф. Дулльен. В качестве коэффициента D он использовал параметр

D = rn(l/2rn- l / r D),

ГД6 гп- радиус входа в пору.

Используя в качестве значений радиуса входа в пору значения диаметра, соответствующие точке перегиба на кривой ртутной порометрии, а значения радиуса поры определяя по микрофотографиям, Ф. Дулльен установил тесную корреляционную связь между степенью довытеснення остаточной нефти и параметром сложности геометрии пор при фиксированных условиях вытеснения.

Эта связь показана на рис. 12. Как следует из рисунка, с ростом отношения радиуса поры к радиусу пережима подвижность защемленной ОН снижается и эффективность ее довытеснення Е падает. При значениях параметра D = 103 поры проявляют себя как тупиковые. ОН в таких порах практически не обладает подвижностью.

АДСОРБИРОВАННАЯ ОСТАТОЧНАЯ НЕФТЁНАСЬПЦБННОСТЬ

Коллекторы, содержащие нефть, обладают разветвленной структурой порового пространства и имеют высокие значения удельной поверхности, характеризующейся высокой адсорбционной способностью. В чисто гидрофильных породах внутрипоровая поверхность покрыта тонким сплошным слоем водной пленки. Ранее считали, что такая ситуация типична для всех коллекторов в залежах, сформированных в первоначально водной среде. Однако в 40-х годах П, Нуттинг установил, что в некоторых коллекторах на поверхности песчаников адсорбированы тяжелые углеводороды слоем около 0,7 мкм, прочно связанные с поверхностью. Было показано, что на внутрипоровой поверхности имеется неподвижная нефть, образующаяся путем адсорбции полярных

Адсорбция асфальтенов н смол различными породами при отсутствии и наличии связанной воды (по В.М.Березнну)

Примечание, п - число образцов, кп, к$ - средние значения пористости и проницаемости соответственно.

компонентов или путем отложения органического материала, пер­ воначально находившегося в сырой нефти.

По современным представлениям, нефти - это суспензионные растворы, дисперсной фазой которых являются мицеллы асфальтенов, представляющих собой твердые вещества с плотностью до 1,2 г/см3, а дисперсионной средой - смеси различных углеводородов.

Состав и свойства адсорбированной ОН зависят от свойств как пластовой нефти, так и скелета породы и характера насыщения.

Полярные компоненты природных нефтей являются поверхностно­ активными веществами (ПАВ), содержащими кислород, азот и серу. Эти ПАВ содержат и полярные и углеводородные компоненты. Полярные компоненты адсорбируются на внутрипоровой поверхности. Как показали многочисленные эксперименты, некоторые из ПАВ, содержащихся в природных нефтях, растворимы в воде и могут проникнуть через тонкий слой воды и адсорбироваться на поверхности породы [48]. Помимо состава природной нефти, характеристики адсорбированной ОН зависят также от термобарических условий в пластах, минерального состава пористой среды

исостава пластовых вод.

Вприродных нефтях ПАВ преобладают в тяжелых фракциях нефти, таких, как смолы и асфальтены.

Вода, первоначально насыщающая коллектор, оказывает сущест-

венное влияние на адсорбцию. Измерения, сравнивающие адсорбцию ас­ фальтенов в водных и безводных кернах, показывают, что во многих случаях водяная пленка будет уменьшаться в размерах, но не будет полностью подавлена. Поскольку и вода и асфальтены являются адсорбентами, то пленка воды может изменять детали адсорбции. В общем случае, чем больше содержание связанной воды, тем меньше адсорбируется смол и асфальтенов на внутрипоровой поверхности. Это вызвано тем, что часть внутрипоровой поверхности, с расположенными на ней активными центрами адсорбции, изолируется водой от ПАВ природной нефти. Л.В. Лютин и Т.А. Бурдин обнаружили, что адсорбция асфальтенов из арланской нефти в несцементированных песчаниках уменьшилась почти в 2 раза при росте водонасыщения с 10 до 30%. Детальный анализ влияния связанной воды на адсорбцию смол и асфальтенов провели В.М. Березин с соавторами [30].

Втабл. 3 даны результаты экспериментов по адсорбции (А0, А\) смол и асфальтенов при различной их концентрации Ср в кварцевых песчаниках, полимиктовых песчаниках и известняках. Как видно из таблицы, наличие связанной воды снижает адсорбцию от 35 до 12% по отношению к безводной адсорбции. При этом существенно нивелируется адсорбционная способность полимиктовых и кварцевых песчаников.

Вобщем случае минеральный состав скелета, образующего внутрипоровую поверхность, оказывает существенное влияние на адсорбцию компонентов нефти. При прочих равных условиях силикаты стремятся адсорбировать простые органические основания, тогда как

карбонаты - простые органические кислоты. Это обусловлено тем, что силикаты обычно имеют отрицательный заряд, образуя слабокислотную поверхность в воде вблизи нейтрального pH, тогда как карбонаты имеют положительный заряд, образуя слабоосновные поверхности. Эти по­ верхности будут предпочтительно адсорбировать компоненты про­ тивоположной полярности посредством реакции между кислотой и основанием.

Кислотные компоненты, которые адсорбируются преимущественно на карбонатах, включают нафтеновую кислоту и множество карбоксильных кислот, в том числе карпиловую, пальмитиновую, стеариновую и олеиновую. Основные компоненты, адсорбирующиеся на кислотных силикатных поверхностях, включают изохиналин и октадециланин [48, 80].

Помимо степени насыщения пор водой, на параметры адсорбции полярных компонентов нефти значительное влияние оказывает и химический состав насыщающего породу флюида, и, в частности, соленость и pH раствора. Поверхностный заряд силикатов и кальцитов в воде положителен при низком pH и отрицателен при высоком. У силикатов поверхность становится отрицательно заряженной, когда pH превышает величину 2,4-3,7, а кальциты не становятся отрицательно заряженными, пока pH не станет больше 8-9,5.

Влияет pH и на ионизацию поверхностно-активных органических кислот и оснований, содержащихся в природной нефти.

К. Кук с соавторами показали, что при щелочном заводнении из-за

взаимодействия щелочной воды с кислой нефтью образуются мыла, растворяющиеся в относительно пресной воде. С ростом солености воды мыла становятся все менее растворимыми в воде и адсорбируются на поверхности породы.

В системах силикат - нефть - вода мультивалентные катионы метал­ лов могут уменьшать растворимость ПАВ в растворе и способствовать их адсорбции на поверхности минералов. Кроме того, мультивалентные катионы (Са2+, Mg2+, Cu2+, Ni2+, Fe3+) могут выступать как активаторы ПАВ природной нефти.

Резюмируя сказанное, можно отметить, что адсорбированная ОН может иметь существенно различный состав и на ее характеристики влияют как свойства природной нефти и воды, так и состав и свойства природных коллекторов.

Количественно дать достоверные значения адсорбированной ОНН в настоящее время сложно, так как при оценках ОНН природных пластов эту составляющую выделить в явном виде затруднительно. Адсор­ бированная ОНН обычно изучается совместно с ОНН тупиковых пор и частично с пленочной и капиллярно-защемленной ОНН. Пред­ положительно адсорбированная ОНН составляет 5-15%. Для этой ОНН характерны связи с адсорбционными и коллекторскими свойствами [30].

Корреляционная связь адсорбированной ОНН с содержанием смол и асфальтенов была установлена по кернам, промытым фильтратом глинистого раствора, для некоторых месторождений Урало-Поволжья (В.И. Колганов, Ф.И. Котяхов и др.). Она указывает на вероятно адсорбционную природу ОНН промытых кернов. Однако в общем случае такие связи отсутствуют, что указывает на комплексный характер ОНН промытых кернов.

ПЛЕНОЧНАЯ ОСТАТОЧНАЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСГЬ

В природных гидрофооных пластах связанная вода распределена во внутрипоровом пространстве прерывисто и занимает центры наиболее крупных пор. В процессе заводнения вытесняющая жидкость, смешиваясь со связанной водой, продвигается по наиболее крупным порам. Остаточная же нефть остается в мелких порах и на стенках крупных пор в виде непрерывной тонкой пленки и не теряет способности к дальнейшему движению. В отличие от адсорбированой ОНН пленочная является практической ОНН, так как ее значения все время уменьшаются по мере увеличения количества прокачанных поровых объемов вытесняющей жидкости.

В пленочной ОН существует непрерывное гидродинамическое давление, которое может быть меньше капиллярного. В этом случае на доотмыв пленочной ОН будет оказывать влияние значение действующего гидродинамического градиента. При более высоких величинах градиентов давления нефть из оболочек будет удаляться я значения пленочной ОНН уменьшаются. Как и для капиллярно* защемленной ОН, подвижность пленочной ОН зависит от геометрии

Ряс. 13. Зависимость практической ОНН от объема прокачанной вытес­ няющей жидкости Vn (поровых объ­ емов) для месторождения со смешан­ ным типом смачиваемости (по Р. Салатьелу)

внутрипорового пространства, в частности от отношения размеров пор к размерам пережимов пор.

В частично гидрофобизированных породах непрерывность нефтяных пленок может быть нарушена пленками воды на гидрофильных участках поверхности.

Пленочная ОН типична и для пород со смешанным типом смачиваемости. При вытеснении нефти из таких коллекторов небольшие поры не содержат защемленной нефти. Кроме того, непрерывно смачиваемые нефтью ходы в крупных поровых каналах позволяют нефти дренироваться в пленках вдоль стенок пор, вызывая то, что небольшая проницаемость для нефти будет сохраняться на очень низком, но не нулевом уровне вплоть до очень низких значений нефтенасыщенности [80].

Исследования, проведенные Р. Салатьелом, показали, что истинную ОНН в пластах со смешанным типом смачиваемости определить практически невозможно. На рис. 13 даны экспериментальные значения практической ОНН при различных объемах прокачанной жидкости (в поровых объемах). Лабораторное вытеснение нефти водой осущест­ влялось на естественных кернах, обладающих смешанной смачи­ ваемостью. Понижение ОНН получается при нагнетании многих поровых объемов воды. Как следует из рис. 13, доотмыв пленочной нефти не прекращается даже при прокачке 5000 поровых объемов воды. Экспериментально пленочную ОНН изучали на стеклянных микромоделях Р. Ниттакс и Дж. Кайт. Визуальное наблюдение за заводнением показало, что при вытеснении часть неподвижной нефти позади фронта воды все еще связана с нефтью впереди фронта воды тонкими пленками нефти на гидрофобных поверхностях пор. Существенная часть этой нефти дренируется до тех пор, пока эта пленка окончательно не разорвется. Е. Дональдсон наблюдал пленочную ОН на микромоделях из нейтрально смоченного песка.

Толщина пленки нефти на внутрипоровой поверхности зависит от состава нефти, вытесняющей воды, условий вытеснения и минерального состава скелета. Эффективность отмыва нефтей различных место­ рождений с поверхности пластин, изготовленных из стекла, песчаника, известняка и полевого шпата, иллюстрируют опыты, проведенные Ф.Г. Хатмуллиным и др. В табл. 4 приведены результаты отмыва нефтей с этих пластинок. Результаты даны в процентах к количеству нефти, первоначально находившемуся на пластинке.

Как видно из табл. 4, материал пластины оказывает существенное

влияние на эффективность отмыва пленки нефти. Эти эксперименты указывают на возможность влияния состава пород на отмыв пленки нефти. Однако в реальных пористых средах определяющим, очевидно, является тип смачиваемости системы.

ОСТАТОЧНАЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ ТУПИКОВЫХ ПОР

ИМИКРОНЕОДНОРОДНЫХ ЗОН

Сухудшением фильтрационно-емкостных свойств коллекторов усложняется структура порового пространства: увеличивается изви­ листость капилляров, возрастает доля субкапиллярных пор и возникает

значительное количество тупиковых пор.

Тупиковые поры с гидродинамической точки зрения являются застойными зонами, и в них невозможен процесс вытеснения ни под действием гидродинамических, ни под действием капиллярных сил. В этих порах возможны лишь медленные массообменные процессы с проточными порами.

В гидрофобных пластах и пластах со смешанным типом смачивае­ мости эти тупиковые поры содержат остаточную нефть, которая по своим свойствам может быть аналогична природной нефти, и таким обра­ зом, очевидно, целесообразно выделение этой ОН в отдельную катего­ рию.

Размеры тупиковых пор, как правило, малы, однако возможны тупиковые поры и значительных размеров - частично замещенные поры выщелачивания, незначительные каверны и т.д При наличии таких пор ОН тупиковых пор может формироваться и в гидрофильных коллекторах. Доля ОНН тупиковых пор растет с уменьшением проницаемости коллектора. В работах В.И. Тульбовича показано, что для терригенных и карбонатных пород существуют корреляционные зависимости между долей тупиковых пор и логарифмом проницаемости. Сущест­ вует также связь между коэффициентом извилистости и долей тупи­ ковых пор, которая представляет обратную степенную зависимость

[41].

Как указывалось, количество микропор в коллекторе можно связать с его литологическим составом. В этом случае для коллекторов с

равномерно распределенным глинистым материалом доля тупиковых пор определится количеством глинистого цемента и его пористостью.

В трещинно-поровых пластах поры блока являются фактически полутупиковыми по отношению к трещинной пористости. Аналогичная ситуация в породах с малопроницаемыми включениями. В таких породах в малопроницаемых участках формируется фактическая ОНН.

ОСТАТОЧНАЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ ПРИ НЕУСТОЙЧИВОМ ВЫТЕСНЕНИИ

При разработке нефтяных пластов, содержащих нефть с вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость вытесняющей воды, возникают явления нестабильности вытеснения, приводящие к образованию водяных "пальцев" значительной протяженности. Многочисленные эксперименты показывают, что при вытеснении плоская вначале граница раздела покрывается рябью, а спустя некоторое время один из пальцев растет быстрее,чем соседние, сдерживает их рост и, наконец, заполняет все пространство. Такое пальцеобразование обычно называют нестабиль­ ностью Сафмана-Тейлора. Экспериментальные и теоретические иссле­ дования этой нестабильности проведены в работах Маи Лина и К. Сафмана, С. Парка и К. Хамей, В. Патерсона и других иссле­ дователей.

В микронеоднородной пористой среде помимо чистых эффектов вязкостной неустойчивости, изучаемых в ячейках Хеле-Шоу, большое значение приобретают и капиллярные явления. В ячейке Хеле-Шоу мениск распространяется в макроскопическом масштабе с локальным радиусом кривизны R и неоднородность локального давления Ар в пальцах связана с поверхностным натяжением о и расстоянием между пластинами / следующим соотношением

Ар = а(2// + 1/R).

В пористой среде капиллярные эффекты обусловливают поверхностное натяжение на микроуровне. При использовании вместо истинного локального эффективного поверхностного натяжения возникает необ­ ходимость в независимых определениях переходных масштабных коэф­ фициентов, которые зависят как от геометрии пористой среды, так и от типа смачиваемости.

Для изучения вязкостной неустойчивости на микроуровне А.Боне и Л. Ленорман разработали специальный метод, использующий микромодели, которые были получены методом фотохимического травления стеклянных пластин с созданием на них сети пор и капилляров, эквивалентных реальной порометрии природных коллекторов. Используемая микромодель имела размер 115x15 см и содержала 42000 поровых каналов, распределенных по закону геофизической аномалии со случайным распределением размеров пор.

На рис. 14 даны результаты проведенного моделирования при раз­ личном соотношении вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз. Здесь

Рис. 14. Влияние отношения вязкостей нефти и вытесняющего агента \i$ на нестабильность

вытеснения в микромоделях пористой среды (по Л. Ленорману). Значения ^ а - 0,1; б - 1; в - 10; г - 104

соотношение вязкостей возрастает от 0,1 (а) до 104 (г). Вытеснение идет слева направо и черные области - это области, занятые закачанной жидкостью. Границы модели слева и справа поддерживались при постоянном давлении. Верхняя и нижняя границы непроницаемы. Первоначальная граница раздела находится на некотором расстоянии от края для уменьшения эффекта его влияния. Как видно из рис. 14, с

ростом вязкости вытесняемой нефти характер продвижения фронта вытеснения изменяется. При относительной вязкости нефти, равной 0,1, наблюдается стабильный фронт вытеснения со случайными колебаниями, которые не растут. Когда вязкости нефти и вытесняющей воды равны, градиент давления постоянен по всей длине модели. Каждая точка фронта вытеснения имеет одинаковую вероятность в продвижении вперед. При дальнейшем росте вязкости нефти возникает нестабильность фронта вытеснения и происходит быстрый рост пальцев вытесняющей фазы.

На тех же рисунках дано распределение насыщенности закачиваемой жидкости ки при вытеснении. Значение кпменяется от 1 до 0 в области, занятой нефтью. Важной особенностью нестабильного вытеснения с эффективным пальцеобразованием является экспериментально установ­ ленный многими исследователями факт стабильности образовавшихся пальцев при прекращении вытеснения, т.е. при прорыве закачиваемой жидкости по наиболее протяженным пальцам или при остановке закачки. Часть пласта, не занятая пальцами, представляет собой неохваченный объем пор, отношение которого к общему объему пор может быть охарактеризовано как практическая ОНН при нестабильном вытеснении.

Эта практическая ОНН существенным образом будет определяться геометрическими характеристиками потока. Так, при одинаковой интенсивности пальцеобразования, ОНН прорыва будет зависеть от системы расстановки скважин, расстояния между ними, геологической неоднородности пласта в целом и других геометрических характеристик.

Глава 3

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ И ПРОБЛЕМА ИХ ИНФОРМАТИВНОСТИ

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Существующие методы оценки ОНН в коллекторах можно разде­ лить на две группы. Это прямые методы, к которым относятся измерения на керне, опробование скважин, и косвенные методы оценки ОНН, которые включают методы, основанные на использовании данных гео­ физических исследований скважин, таких, как электрокаротаж, импуль­ сный нейтронный каротаж, ЯМК, ГК, углеродно-кислородный каротаж, диэлектрический каротаж, метод закачки химического индикатора, метод каротаж -закачка-каротаж (КЗК). Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки. В табл. 5 дается сводка методов оценки ОНН, радиусов исследования и основных преимуществ и недостатков методов. Основные опробованные методы (анализ керна, геофизические) обладают небольшой глубиной исследования, с их помощью изучается либо объем в десятки куб. см (анализ керна), либо узкая область, прилегающая к стенке скважины, глубиной максимум в несколько десятков см.

Основными методами оценки ОНН с точки зрения их распростра­ ненности, дешевизны и доступности являются геофизические методы оценки ОНН в околоскважинной зоне. Рассмотрим особенности таких оценок. Геофизические методы в целом отличаются значительно мень­ шей стоимостью даже по сравнению с обычным отбором и анали­ зом керна (метод ВЧЭК - стоимость в 4 раза меньше за единицу длины исследуемого разреза). Точность геофизических методов невысока, однако ее сильно увеличивает метод КЗК . В некоторых случаях проводят многократное повторение операций закачки и каротажа, что значительно увеличивает точность метода. Потенциально наи­ более точным из геофизических методов является ЯМК, применяе­ мый в открытом стволе, однако он пока не имеет широкого приме­ нения.

Отбор керна при помощи губки заключается в применении специаль­ ного негерметизированного пробоотборника с заправленной в него твердой пористой гидрофобной губкой, обладающей высокой проницаемостью (> 1 мкм2) и высокой пористостью (80%). Нефть, вытекающая из керна в процессе подъема на поверхность и транспортировки, накапливается в губке. В лаборатории анализируется как керн, так и губка. Анализ пока­ зывает, что ОНН керна, полученного этим методом, совпадает с ОНН