книги / Формирование состава остаточных нефтей
..pdfРОССИЙСКАЯ а к а д ем и я наук
КАЗАНСКИЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР
ИНСТИТУТ ОРГАНИЧЕСКОЙ И ФИЗИЧЕСКОЙ ХИМИИ ИМ. Л.Е.АРБУЗОВА
АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Л.М.ПЕТРОВА
ФОРМИРОВАНИЕ СОСТАВА
ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ
Академия наук РТ Казань 2008
УДК 553.98.061.12/17 |
Р |
И |
ББК 26.343.1 |
П30
Издание осуществляется при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований по проекту № 08-05-07046
Издание выпущено в свет при участии ИОФХ им. А.Е.Арбузова КНЦ РАН
Р е ц е н з е н т ы
доктор химических наук ГМ.Каткова; доктор технических наук И.Ш.Хуснутдинов
Петрова Л.М.
П30 Формирование состава остаточных нефтей. — Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2008.-204 с.
ISBN 5-9690-0075-2
Монография посвящена обобщению данных по изменению природных свойств нефтей при разработке месторождений заводнением в зависимости от влияния различных техногенных факторов. Рассмотрены закономерности формирования состава и свойств остаточных нефтей в результате избирательного взаимодействия отдельных компонентов с поверхностью коллек тора, растворения части компонентов в закачиваемой воде, бактериального разложения нефти и фазовых изменений дисперсной системы нефти при выпааеиии в пласте твердых парафинов. Показана применимость различий в составе остаточных нефтей из промытых и неохваченных за воднением частей нефтяного пласта для изучения направлений действия наиболее широко при меняющихся на поздней стадии разработки месторождений третичных методов добычи нефти. Рассмотрены методические подходы по подразделению содержащихся в нефтяном пласте флюи дов по подвижности с помощью комплекса методов геофизического исследования скважин.
|
© Академия наук РТ, 2008 |
ISBN 5-9690-0075-2 |
© Изд-во «Фэн», 2008 |
© Л.М.Петрова, 2008 |
ВВЕДЕНИЕ
Внастоящее время многие месторождения нефти России находятся на позд ней стадии разработки. При этом остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти составляют 40-90% от перво начальных геологических запасов. Нефтяная залежь, являясь составной частью геологической среды, подвергается техногенному влиянию при использовании для добычи систем заводнения и других методов с изменением множества пара метров, характеризующих ее исходное состояние. Не только в России, но и во всем мире для нефтедобывающих предприятий основной задачей является повы шение глубины извлечения нефти из недр с использованием экономически на иболее эффективных технологий. На месторождениях России основные способы обработки продуктивных пластов, направленные на увеличение нефтеотдачи, ба зируются на искусственном заводнении нефтеносного пласта. В процессе завод нения пластов с высокой степенью неоднородности коллекторских свойств про рыв закачиваемых вод по наиболее проницаемым пластам и зонам терригенного коллектора ведет к обводнению скважин до 95-98%, при котором эффективность как самих гидродинамических методов, так и прочих методов повышения нефте отдачи резко снижается.
Впроцессе разработки нефтяных месторождений гидродинамическими ме тодами складывающаяся система разработки преобразует начальную структуру запасов нефти в текущую. Так как запасы различных участков нефтяной залежи вырабатываются с разной интенсивностью, по-разному замещается нефть зака чиваемой водой, то и количество текущих запасов нефти в различных зонах со временем изменяется неодинаково. Поэтому текущие запасы нефти пласта со стоят из остаточной нефти в промытых частях, а также из нефти в изолированных его частях. Остаточная нефть в наиболее проницаемых частях пласта находится
ввиде капель во внутрипоровом пространстве гидрофильного коллектора, а в гидрофобном коллекторе адгезионно связана с поровой поверхностью. Кроме этого, в зависимости от продолжительности применения, заводнение в той или иной степени оказывает влияние и на состав нефтей. Поэтому остаточная нефть
внаиболее проницаемых промытых частях пласта принципиально отличается по составу и свойствам от нефти с практически начальными или слабоизмененными свойствами в неохваченных разработкой менее проницаемых частях пласта.
Таким образом, при заводнении образуется сложная структура остаточной не фти. В одном и том же пласте в промытых частях содержится измененная нефть микроуровня, а в целиках и застойных зонах —нефть с практически начальными или слабоизмененными свойствами макроуровня. Обосновывая выбор объекта и соответственно метода или технологии воздействия на пласте остаточными запа сами, обычно учитывают геолого-физические особенности пласта. Значительно меньше внимания уделяется составу и свойствам остаточных нефтей, роль кото рых на поздней стадии разработки может стать определяющей. Это стимулирова ло возникновение в конце 80-х годов XX столетия нового направления в химии нефти, связанного с особенностями состава и свойств остаточных нефтей.
Несмотря на относительно небольшой период с начала возникновения ново го направления, его развитие можно условно подразделить на два этапа. Первый этап касается формирования остаточных нефтей при использовании гидродина мических методов. Появившиеся многочисленные исследования, посвященные составу остаточных нефтей микроуровня в промытых наиболее проницаемых частях пластов-коллекторов, показали, что состав пластовых нефтей в высоко проницаемых частях пласта претерпевает те или иные изменения под действием различных техногенных процессов.
Современные представления о структуре остаточных запасов нефти показы вают, что макромасштабные остаточные запасы являются основным резервом добычи, для которой применение гидродинамических методов является неэф фективным. Поэтому второй этап развития направления исследования состава остаточных нефтей связан с остаточными нефтями макроуровня, для извлечения которых необходимо увеличивать охват пласта заводнением. Для этой цели при меняют оптимизацию плотности сетки скважин, микробиологические методы, а из физико-химических методов - потокоотклоняющие технологии. Их примене ние позволяет перераспределять энергию закачиваемой воды в пласте и способс твует извлечению нефти из невыработанных зон.
Базой для экономической оценки и определения целесообразности промыш ленного применения технологий является анализ геолого-промысловой ин формации и лабораторное моделирование пластовых процессов. При изучении физико-химических процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматривают как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой, и именно характеристики породы определяют коэффициент нефтеотдачи пласта (проницаемость, пористость, неоднородность капилляров, удельная поверхность, смачиваемость и т.д.). В начальный период разработки залежи, когда нефть представляет собой молекулярный раствор, это является оправданным. На поздней стадии разработки месторождений роль осо бенностей состава остаточных нефтей существенно возрастает при реализации той или иной технологии.
Для снижения непроизводительных затрат, связанных с невозможностью точ ного моделирования совокупности сложных и разнообразных геолого-физичес ких условий в пласте, изучение на основе состава и свойств нефтей механизма действия и оценка успешности применения в опытно-промысловых испытаниях технологий, позволяющих извлекать нефть из недренируемых частей пласта, яв ляются важной задачей.
Во всем мире для решения таких задач, как создание постоянно действующих геологических и гидродинамических моделей пласта, для решения вопросов, связанных с разработкой месторождений и проведением мероприятий по повы шению нефтеотдачи пластов, подсчет запасов нефти, используются исходные данные, в качестве которых применяются параметры флюидонасыщения пласта, получаемые с помощью комплекса методов геофизического исследования сква жин (ГИС). В этой связи существует необходимость совершенствования сущест вующих подходов для подразделения пластовых флюидов, в частности нефти, по подвижности.
Исследования автора базируются на фактическом материале по составу оста точных идобываемых нефтей месторождений Республики Татарстан, полученном
вИнституте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского на учного центра РАН, на результатах научно-исследовательских работ по заданиям ОАО «Татнефть», контрактам Министерства экологии и природных ресурсов РТ
инаучно-исследовательским работам НИЦ ТИЗНиПБ по территориальным про граммам РТ, а также грантам по программам приоритетных направлений фун даментальных исследований Академии наук РТ. Кроме этого, для целостности представления о состоянии изученности остаточных нефтей на месторождениях Волго-Уральского региона в кратком изложении использованы имеющиеся пуб ликации по составу нефтей месторождений Республики Башкортостан.
Автор признателен Г.П.Курбскому, при непосредственном участии которого была поставлена проблема формирования остаточных нефтей, и Г.В.Романову, внесшему большой вклад в развитие фундаментальных исследований в решении этой проблемы, благодарен коллегам по работе, принимавшим активное участие
впроведении экспериментов и обсуждении полученных результатов: Т.Н.Юсуповой,Т.Р.Фосс,Э.П.Семкииой, Е.В.Лифановой, Н.В.Якимовой, Н.А.Аббакумовой
иЛ.В.Аввакумовой.
Особая благодарность: за поддержку развития нового направления в химии нефти главному геологу ОАО «Татнефть», впоследствии советнику президента РТ Р.Х.Муслимову, за высококвалифицированную помощь в решении различных задач ведущему геологу ТатГРУ Р.З.Мухаметшину, главному геологу В.С.Дубровскому и начальнику опытно-методической партии Р.Н.Абдуллину НТУ «Татнефтегеофизика», сотрудникам ТатНИПИнефть Р.Р.Ибатуллину, И.Ф.Глумову и В.В.Слесаревой, профессору КГТУ С.В.Крупину и ведущему научному сотрудни ку ОАО «НИИнефтепромхим» Т.А.Захарченко.
Г л а в а 1
ФОРМЫ СУЩЕСТВОВАНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Многие месторождения России находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью пластов при сравнительно низком коэффициенте нефтеизвлечения. Структура нефтенасыщения пластов определя ется их поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностыо, а также литологическим составом.
Вмещающие нефть породы характеризуются большим разнообразием мине ралогического состава, коллекторских и фильтрационных свойств. Разнообразны также динамика течения жидкости внутри пластов при добыче и степень гидроди намического контакта отдельных зон. Микро- и макронеоднородности пластов, неодинаковая смачиваемость пористой среды, различное межфазное натяжение и вязкость нефти, условия извлечения —все это приводит к неполному вытесне нию нефти водой. Применение различных вторичных методов добычи нефти не позволяет достигнуть полного извлечения ее запасов на поверхность. В настоя щее время многие месторождения, длительно находящиеся в эксплуатации, ха рактеризуются высокой остаточной нефгенасыщенностью.
1.1. Размещение и состояние разработки основных запасов нефти Волго-Уральского региона
Геологический разрез основных тектонических регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеет [1-4] двухъярусное строение, нижний из ко торых представлен докембрийским кристаллическим основанием, а верхний — осадочными комплексами девонской, каменноугольной, пермской и четвертич ной систем. Диапазон нефтебитуминосности простирается от живетского яруса среднего девона до верхнеказанского подъяруса верхней перми. В разрезе вы деляются следующие нефтегазоносные и битуминосные комплексы: терригенного девона, карбонатного девона, карбонатно-терригенного нижнего карбона, карбонатно-терригенного среднего карбона, карбонатного верхнего карбона и нижней перми, терригенной толщи уфимского яруса и терригенно-карбонатной толщи верхнеказанского подъяруса. Промышленно нефтеносными региональ ными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенного де вона, тульско-бобриковские терригенные и верхнетурнейские карбонатные тол щи нижнего карбона, а также каширо-подольские и верей-башкирские среднего карбона. Продуктивные комплексы разделяются глинистыми, глинисто-карбо натными и сульфатными породами.
Несмотря на то, что прослеживается определенная связь характеристик од новозрастных нефтей и битумов с минеральным составом вмещающих пород,
были установлены следующие основные характерные особенности нефтей Вол го-Уральской провинции.
Для девонских нефтей —незначительная сернистость, относительно высокое содержание парафина, метановых углеводородов и светлых фракций, выкипаю щих до 300°С; преобладание метановых углеводородов в групповом составе, после которых по содержанию следуют ароматические и затем нафтеновые. Плотность колеблется в пределах 0,80-0,92 г/см3.
Для нефтей карбона —больший удельный вес, значительно большая сернис тость (до 4-5%), в некоторых районах преимущественно метановый характер, иногда со значительным содержанием ароматических углеводородов. Отмечена изменчивость нефтей среднего карбона по территории. С утяжелением нефтей увеличивается их смолистость.
Нефти пермских отложений в большинстве своем тяжелые (удельный вес до 0,96), вязкие, со значительным содержанием серы. Широко распространены вы соковязкие мальты, встречены и твердые асфальты.
Таким образом, с увеличением возраста и глубины залегания нефтевмещаю щих пород довольно четко (особенно для нижней части разреза) падают плотность нефти, содержание в ней серы, содержание асфальтенов на сумму смолисто-ас- фальтеновых компонентов и сама сумма смолисто-асфальтеновых компонентов. Несколько менее четко убывают сероводородное число (то есть возрастает терми ческая стабильность сернистых соединений) и содержание ванадиловых порфиринов. Весьма заметно возрастает содержание в нефти бензиновых фракций. По данным ИК-спектроскопии, увеличивается содержание парафиновых структур относительно ароматических.
Наряду с качественными и количественными показателями нефтей получе ны также данные, характеризующие их отдельные фракции и компоненты. По данным масс-спектроскопии содержание парафиновых углеводородов в сред них фракциях с ростом глубины и возраста нефтевмещающих пород несколько возрастает, в то время как содержание моно- и бициклических нафтенов, а сле довательно и их суммы, постепенно убывает. Уменьшается и содержание три циклических нафтенов, тем не менее средневзвешенная величина цикличности нафтеновых девонских и карбоновых нефтей почти не меняется. В составе арома тических углеводородов почти в два раза возрастает содержание алкилбензолов. Прослеживается тенденция роста фенантренов и падение содержания тетралинов, динафтенбензолов, ацетанафтенов. Резко падает содержание бензотиофенов и нафтобензотиофенов. Для алкилнафталинов и пиренов тенденция изменения их содержания по разрезу выражена нечетко, но все же их концентрация умень шается с глубиной и возрастом нефтевмещающих пород.
Изменение характеристик асфальтенов нефтей по разрезу прослеживается с трудом, и имеющаяся информация представляется недостаточно надежной. Различия свойств асфальтенов наиболее резко проявляются в содержании в них серы, которое снижается более чем в два раза с увеличением глубины залегания и возраста нефтевмещающих пород. Снижается и суммарное содержание в асфаль тенах азота с кислородом. Плотность и молекулярная масса имеют минимальные
значения для асфальтенов нефтей из фаменского яруса (каменноугольная систе ма) и максимальные —для пашийского горизонта (девонская система). Характер кривых изменения по разрезу общего числа колец и числа нафтеновых колец в средней молекуле асфальтенов хорошо соответствует характеру изменения плот ности и молекулярной массы. Средние значения относительных концентраций парамагнитных центров в асфальтенах увеличиваются с глубиной и возрастом нефтевмещающих пород. Этот факт согласуется с тем, что концентрация пара магнитных центров увеличивается при росте степени конденсированности аро матических колец.
Несмотря на широкий спектр состава и свойств, характерный для нефтей оса дочной оболочки, они генетически едины. По мнению А.А.Петрова [5], под гене тически однородными нефтями можно считать нефти, содержащие качественно и количественно одинаковые наборы реликтовых углеводородов, а также другие генетические признаки, например, изотопы углерода, серы. Они наиболее устой чивы при диагенетических и катагенетических преобразованиях органического вещества и характеризуют родство первичной нормальной нефти и генерирую щего ее исходного органического вещества. По данным ГЖХ анализов нефтей установлено, что с возрастом и глубиной нефтевмещающих отложений величины показателя А йв меньшей мере показателей В и 1иП/Е/П возрастают. Показатель К/ обнаруживает при этом небольшое падение. Величины отношения пристана к фитану весьма слабо изменяются с глубиной, что может служить доводом в пользу генетического единства нефтей Волго-Уральского региона.
Причины наблюдаемых особенностей состава и свойств нефтей этого региона дискуссионы. Но, несмотря на существование различных представлений, объяс няющих разнообразие нефтей, многие геологи и геохимики принимают следую щие положения:
—самостоятельные циклы нефтеобразования в каменноугольных и пермских отложениях отсутствовали и, следовательно, залежи в них носят вторичный ха рактер;
—залежи нефтей и битумов в нижнепермских и каменноугольных отложениях связаны с миграцией нефти по трещинам из девонских и нижнекаменноугольных материнских пород;
—нефти каменноугольного возраста, а в еще большей степени нефти перм ского возраста подвергались разрушительному воздействию сульфатсодержащих пластовых вод;
—изменение свойств девонских нефтей вряд ли возможно объяснить действи ем подземных вод;
—нефти генетически едины.
Существующее на начало разработки нефтенасыщение коллекторов (началь ная нефтенасыщенность) складывалось в течение длительного геологического периода формирования залежей. Нефтенасыщение, существующее в природных условиях, обусловливается совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение всей истории ее образования, развития и трансформации. При рассмотрении вопросов о составе остаточной нефти в обводненных зонах следует
учитывать возможную изначальную дифференциацию ее свойств. Степень этой дифференциации определяется различными геологическими и геохимическими факторами. К ним можно отнести глубину залегания продуктивных пластов, фа циально-литологические свойства пластов, условия залегания нефти и гидрогео логические условия.
При разработке месторождений коэффициент извлечения нефти находится в зависимости от типа коллектора. По высокопроницаемым песчаным пластам он составляет 35-63%, по слабопроницаемым пластам (алевролитам) - 0,20-0,43%, по карбонатным пластам —15-35%. При этом меняется множество параметров, характеризующих природное равновесие нефтяного пласта. На природное разно образие нефтей накладываются изменения, связанные с активным вмешательст вом человека. Поэтому остаточные нефти следует рассматривать как природно техногенные системы.
Известно, что весь период разработки месторождения по уровню добычи нефти подразделяется на четыре стадии [4]. Первая стадия —период освоения эксплуатационного объекта характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости благодаря разбуриванию и освоению системы поддер жания пластового давления на залежи. Вторая стадия, стадия поддержания до стигнутого максимального уровня добычи нефти, характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов. Третья стадия - период значительного снижения добычи нефти характеризуется высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Четвертая, завершаю щая стадия разработки залежи характеризуется низкими и медленно снижающи мися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.
Три месторождения — Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское — в пашийско-кыновских отложениях девона (Д0 и содержат 84,5% начальных запасов и обеспечивают 90% объема добычи в Татарстане. Супергигантское Ро машкинское месторождение по горизонту разделено на более чем двадцать самостоятельных площадей. В эксплуатационном объекте терригенного девона выделяются семь пластов (сверху вниз): пласт Д0 в кыновском горизонте и в пашийском —пласты а, б1+2, б3, в, г, д. Свыше 70% запасов нефти Башкортостана содержится также на крупных месторождениях, причем 56,3% начальных извле каемых запасов сосредоточено на Туймазинском, Шкаповском и Арланском мес торождениях.
В настоящее время основные месторождения Урало-Поволжья вступили в за вершающую стадию эксплуатации. На большинстве нефтяных месторождений для более эффективного извлечения нефти осуществляется поддержание плас тового давления путем закачки в продуктивный пласт воды [6,7]. Тем не менее в заводненных выработанных пластах сосредоточились значительные запасы оста точных нефтей.
1.2. Влияние типа смачиваемости поровой поверхности на формирование остаточных нефтей
При разработке нефтяных месторождений гидродинамическими методами в недрах остается до 40-90% запасов остаточной нефти [8-13]. В процессе разработ ки залежей заводнением может образоваться большое разнообразие форм сущес твования остаточной нефти. Для заключительной стадии разработки основных запасов нефти Волго-Уральского региона, сосредоточенных в отложениях дево на, характерна многократная промытость высокопроницаемых зон закачиваемой водой. В то же время, как это показывает практика бурения, в непосредственной близости от обводненных и ликвидируемых скважин при бурении скважин-дуб леров, зарезке новых стволов могут быть получены практически безводные при токи нефти. Указанное свидетельствует о высокой сложности и неоднозначности параметров остаточной после заводнения нефтенасыщенности. Разнообразие условий не позволяет оценить физическое состояние оставшейся в пласте после разработки нефти. Всегда существуют смешанные и переходные зоны и состо яния нефтей, характеризующиеся осложненным типом связывания и степенью изоляции в пласте. Поэтому до настоящего времени не существует общей клас сификации типов остаточной нефти, которая бы достоверно отразила характер и количественное распределение этой нефти в породе. В работах [14-20] даются различные структуризации остаточной нефти в разрабатываемых пластах.
ВСША Бюро по геолого-экономическим оценкам при университете штата Техас проведены исследования, направленные на улучшение понимания содер жания нефтесодержащих пластов [21]. Результаты моделирования процессов, происходящих на нефтяных месторождениях при заводнении залежи, включая гидродинамику, физико-химическое взаимодействие при смешении компонен тов заводнения, и механизма вытеснения нефти из резервуара приведены в [22].
Вчасти залежи, незатронутой заводнением, и в тупиковых порах остаточная нефть мало отличается от исходной пластовой. Она может только потерять не которую часть растворенных газов и легких фракций вследствие капиллярной диффузии, вызванной падением давления в пласте. Остаточная нефть промытых зон складывается из пленочной и капиллярно-защемленной нефти. Эти типы остаточной нефти обладают принципиально различными физико-химическими свойствами. Их формирование обусловлено преимущественно смачиваемостью внугрипоровой поверхности водой и нефтью.
Различия в физическом состоянии различных типов нефти можно понять, если исходить из того, что нефтесодержащий коллектор представлен тремя фаза ми. В качестве адсорбента выступает пористая среда, размеры пор, капилляров и трещин которой изменяются от сотых долей до тысяч микрометров. Адсорбатами являются нефть с растворенными в ней газами и вода. В результате притяжения поверхностью раздела фаз находящихся вблизи нее молекул адсорбата свободная поверхностная энергия такой системы уменьшается, то есть процессы адсорбции энергетически выгодны. В [23] рассмотрены силы, удерживающие нефть в раз личных типах и видах пород-коллекторов. Уделено внимание роли смачиваемос ти и адсорбционной активности пород-коллекторов.