книги / Формирование состава остаточных нефтей

Г л а в а 9

ВЛИЯНИЕ СОСТАВА НЕФТИ НА УСПЕШНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН

При проектировании разработки нефтяных месторождений не удается пол­ ностью охватить пласт заводнением. Для ввода остаточных макромасштабных запасов применяют методы оптимизации плотности сетки скважин. При этом обычно учитывают геолого-физические особенности пласта и не уделяют долж­ ного внимания составу и свойствам остаточных нефтей. Для установления вли­ яния состава и свойств остаточных нефтей на эффективность дополнительного бурения скважин проведено сравнение параметров нефтей из скважин основного и резервного фондов пашийского горизонта Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения [226].

9.1.Геолого-физические особенности пласта в районе основных

ирезервных скважин; физико-химические свойства нефтей

Участок I состоит из очаговой нагнетательной скважины и гидродинамически связанных с ней добывающих скважин основного фонда 719, 9186, 14066. Он яв­ ляется высокодебитным. На участке II нагнетательные и добывающие скважины расположены рядами (рис. 9.1). На этом участке для закачки использовалась пре­ сная вода. Закачка воды в нагнетательный ряд скважин приостанавливалась для установления относительного термодинамического равновесия в пласте на 13лет.

После чего для оптимизации п л о т н о с т и _________________________

дов низкокипящим растворителем - метиленхлоридом. После высушивания раствора и испарения растворителя получена проба нефти, которая обозначена скв.32д*. Проба нефти из скважины 13936 (скв. 13946*) находилась только на стенках тары, поэтому ее подготовка для исследования проведена аналогично скв.32д*. Скважины Ъ2д и 13946 законсервированы в связи с нерентабельнос­ тью, пластовые параметры в районе этих скважин удалены из базы данных.

Таблица 9.1. Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пласта в районе скважин основного и резервного фондов

Плотность нефтей (табл. 9.2) скважин основного фонда изменяется в не­ большом интервале 0,865-0,889 г/см3 при значениях вязкости 13,0-28,8 сСт. Физико-химические свойства нефтей скважин резервного фонда неоднородны. Значения плотности и вязкости нефти скв.24177 резервного фондатакие же низ­ кие, как у нефтей скважин основного фонда, а нефтей скв.23767 и скв.24178 — значительно выше. По содержанию серы нефти скважин основного и резерв­ ного фондов не отличаются. Это является одним из свидетельств отсутствия влияния процесса осернения на состав нефтей скважин резервного фонда.

Таблица 9.2. Свойства нефтей скважин основного и резервного фондов

9.2. Компонентный состав нефтей

Данные компонентного состава (табл. 9.3) свидетельствуют о том, что нефти скважин основного фонда близки по распределению компонентов. В частности, содержание легкокипящей фракции н.к.-200°С высокое и составляет в среднем 20,3%. По компонентному составу нефти скважин резервного фонда существен­ но различаются: в нефти скв.24177 содержание этой фракции высокое, а в образ­ цах скв. 13946* и 32д* —легкокипящие углеводороды не обнаружены. Интервалы значений содержания масел и бензольных смол в нефтях скважин резервного фонда шире. В них выше содержание спирто-бензольных смол и асфальтенов, за исключением нефтей скв.24177 и скв.32д.

Таблица 9.3. Компонентный состав нефтей скважин основного и резервного фондов

Для выявления отличия состава нефтей скважин резервного фонда проведен также анализ различных соотношений содержания компонентов (табл. 9.4). В числителе использовано содержание наименее полярных компонентов: масляных углеводородов (М), или суммарно фракции н.к.-200°С и масляных углеводородов (УВ), или бензольных смол (Сб), а в знаменателе —содержание наиболее поляр­ ных компонентов: суммарно спирто-бензольных смол и асфальтенов (А+Сс11.6), или смолисто-асфальтеновых веществ (САВ).

По значениям соотношений М/(А+Ссп б) или УВ/(А+СС1ьб) нефти различа­ ются в большей степени, чем по соотношениям М/САВ, УВ/САВ и С^/Ссп 6. По ним нефти можно подразделить на три группы. Самые высокие значения ха­ рактерны для нефтей скважин основного фонда и для нефтей скважин 24177 и 32д резервного фонда. Нефти скважин 23767 и 24178 резервного фонда имеют в 1,5 раза меньшие значения отношений, по сравнению с нефтями скважин ос­ новного фонда. Образцам скважин 13946* и 32д* соответствуют минимальные значения отношений. Поэтому для установления причин изменения состава нефтей использована зависимость содержания наименее и наиболее полярных компонентов (рис. 9.2): масляных углеводородов и суммы спирто-бензольных смол и асфальтенов.

Таблица 9.4. Отношения содержания компонентов в нефтях скважин основного и резервного фондов

Рис. 9.2. Зависимость суммарного содержания спирто-бензольных смол и асфальтенов от содержания масел (очерченная область —нефти скважин основного фонда)

Нефти скважин основного фонда, вследствие подобия содержания компонен­ тов, располагаются на графике в непосредственной близости друг от друга. По характеру отличий компонентного состава нефтей скважин резервного фонда от нефтей скважин основного фонда можно судить о тех негативных процессах, ко­ торые стоят за этими отличиями.

Нефть скв.24177 при высоком содержании легкокипящей фракции содержит мало масляных углеводородов. В [211, 213] показано, что фильтрация нефти че­ рез пласт при выпадении в нем твердых парафинов приводит к направленным изменениям компонентного состава извлекаемых нефтей, а именно, уменьше­ нию количества масляных компонентов, так как твердые парафины, являясь их составной частью, остаются в пористой среде пласта. Наличие этого явления в пласте существенно влияет не только на подвижность нефти, но и на объем про­ странства, через который осуществляется фильтрация нефти. Поэтому в составе извлекаемой нефти наблюдается повышенное содержание легкокипящих углево­ дородов при низком дебите скважины. На основании изложенного можно пред­ положить, что в межскважинном пространстве от ряда нагнетательных скважин до скв.24177 наблюдается отложение парафинов.

Образцы скв. 13946* и скв.32д* содержат одновременно много и полярных, и не­ полярных компонентов. Кроме того, в этих образцах отсутствуют легкокипящие уг­

леводороды. В них также присутствуют тонкодисперсные минералы, которые выде­ лены в процессе осаждения асфальтенов. В образце скв. 13946* их содержание ниже, чем в образце скв.32д* —1,2% и 10,4%, соответственно. Все это свидетельствует о том, что образцы скв. 13946* и скв.32д* представляют собой асфальтосмолопарафи­ новые отложения (АСПО). В результате изменения состояния нефтяной дисперсной системы с выделением в отдельную фазу АСПО нефть скв.32д по компонентному составу приближается к нефтям скважин основного фонда. Вотличие от скважины 32д, в скважине 13946, вероятно, АСПО полностью блокируетдвижение нефти.

Изменения в составе нефтей из скважин 23767 и 24178 заключаются в на­ капливании масляных углеводородов, спирто-бензольных смол и асфальтенов. Учитывая, что при этом в них наблюдается снижение содержания легкокипящих углеводородов, изменения в составе нефти вызваны адсорбционно-хроматогра­ фическим процессом, действие которого усиливается при снижении температуры пласта. При движении нефти в пористой среде пласта наиболее легкие неполяр­ ные компоненты продвигаются с большей скоростью и извлекаются из пласта, а тяжелые полярные компоненты, адсорбируясь на породе, накапливаются в плас­ товой нефти. Судя по всему, дисперсная система нефтей скважин 23767 и 24178 является структурированной, склонной к образованию АСПО.

9.3. Углеводородный состав нефтей

Данные метода ГЖХ по распределению в нефтях алканов нормального и изопреноидного строения подтверждают полученные данные. В составе насы­ щенных углеводородов исследуемых нефтей скважин основного фонда (рис. 9.3а) значительную долю составляют //-алканы от додекана С12 до пентакозана С25. Изопреноидные углеводороды представлены двумя гомологическими рядами: 2,6,10-триметилалканов (С14-С18) и 2,6,10,14-тетраметилалканов, которые име­ ют регулярное строение. Для них характерен классический тип распределения с преобладанием фитана С20 во фракции изопренанов /(С14-С20). Парафиновые уг­ леводороды неразветвленного строения присутствуют в нефтях в большем коли­ честве по сравнению с углеводородами изопреноидного строения. Распределение изопренанов мономодально и имеет выраженный максимум. Он приходится на низкомолекулярные гомологи вплоть до //-октана с температурой кипения 250вС.

Внефтях отсутствуют //-алканы с длиной цепи выше 33 атомов углерода.

Унефтей скв.24177 и скв.32д резервного фонда (рис. 9.36), соответственно из зоны выпадения твердых парафинов и отложения АСПО, распределение алканов аналогично нефтям скважин основного фонда. В [211, 213] установлено, что при выпадении парафинов наблюдается перераспределение углеводородов между извлекаемой и остающейся в пласте нефтью. Легкие алкановые углеводороды, независимо от строения, являясь более подвижными по сравнению с тяжелыми высокомолекулярными //-алканами, вытесняются движущимся фронтом зака­ чиваемой воды и оказываются в добываемой нефти. Высокомолекулярные па­ рафиновые углеводороды изопреноидного строения, в отличие от углеводородов нормального строения, являются при одинаковых условиях жидкими. Поэтому,

вслучае выпадения в пласте твердых парафинов, они сохраняют подвижность и попадают в добываемую нефть.

По молекулярно-массовому распределению алканов АСПО скв.32д* и 13946* (рис. 9.3г, д) существенно отличаются от нефтей, извлекаемых из этой же части пласта. ВАСПО скв.32д* выше содержание тяжелых //-алканов, максимум распре­ деления которых приходится на //(С30-С33). Присутствие и низкомолекулярных, и высокомолекулярных гомологов свидетельствует о том, что первоначальной причиной образования отложений является накапливание асфальтенов в приза­ бойной зоне добывающих скважин, так как именно они, а не смолы, способству­ ют соосаждению парафинов с менее высокой молекулярной массой и, соответс­ твенно, с более высокой температурой застывания из фильтрующейся нефти. В АСПО скв. 13946* содержание тяжелых «-алканов особенно высокое, максимум их содержания приходится на «(С34-С37) при практически полном отсутствии «-алканов вплоть до С29.

Количественное распределение алканов нормального и изопреноидного строения, а также их фракций приведено в табл. 9.5. В составе алканов образца скв.32д* содержится повышенное количество «-алканов и пониженное - изопренанов. Максимальным содержанием «-алканов, которые на 95% состоят из фрак­ ции высокомолекулярных гомологов, характеризуется образец скв. 13946*. Это является дополнительным подтверждением того, что образцы скв.32д* и 13946* являются АСПО. Нефти скв.23767 и 24178 по сравнению с нефтями скважин основного фонда содержат меньшее количество фракций низкомолекулярных «-алканов. Изменение массового содержания низкомолекулярных «-алканов в нефтях из этих скважин может быть связано с действием адсорбционно-хрома­ тографического процесса.

Таблица 9.5. Содержание алканов и их фракций в нефтях скважин основного и резервного фондов

На основе использующихся для характеристики нефтей показателей углеводо­ родного состава (табл. 9.6) можно выделить следующие нефти скважин резервного фонда. У АСПО скв.32д* и, особенно, скв. 13946* низкие значение коэффициента D, характеризующего соотношение легких и тяжелых алканов неразветвленного строения, что отражает повышенное содержание в них тяжелых «-алканов по сравнению с низкомолекулярными гомологами. В них, судя по значениям коэф­

фициента Е/П/ГнП, «-алканы в большей степени преобладают над изопренанами. У нефтей скв.23767 и 24178 значения коэффициента D несколько ниже, чем у нефтей скважин основного фонда.

Как нами показано [221], наиболее информативными показателями биохими­ ческого окисления нефтей являются показатели К/ и пф. При наличии процесса биодеградации значения показателя К/ увеличиваются, а показателя пф —снижа­ ются. В соответствии с полученными данными нефти скважин резервного фонда не являются биодеградированными.

Таблица 9.6. Показатели углеводородного состава нефтей скважин основного и резервного фондов

Таким образом, в результате нагнетания в пласт больших объемов холодной воды нарушился первоначальный тепловой режим в районе нагнетательного ряда сква­ жин, что вызывало снижение устойчивости дисперсной системы нефтей. Наблюда­ ется выпадение твердых парафинов и участие парафинов в образовании АСПО.

9.4. Структурно-групповой состав компонентов нефтей

Известно, что степень структурирования нефтяных систем, а также характер изменения ее при снижении температуры пласта определяются в значительной степени химическим составом и строением высокомолекулярных компонентов [54, 55]. По составу компонентов нефти скважин резервного фонда существен­ но отличаются от нефтей скважин основного фонда. Для определения возмож­ ного влияния строения компонентов на межмолекулярные взаимодействия и структурирование нефтей скважин резервного фонда использованы данные ИК спектроскопии. Взаимодействующими молекулярными фрагментами нефтяных компонентов могут быть полиароматические структуры смол и асфальтенов с различными гетероатомными функциональными группами. Поэтому изучено распределение в компонентах углеводородных и гетероатомных фрагментов.

Для выяснения строения углеводородных фрагментов использовано содер­ жание парафиновых структур относительно ароматических. Из масляных ком­ понентов (табл. 9.7) высоким содержанием парафиновых структур и низкой их

разветвленностью выделяются АСПО скв. 13946*, следовательно, в их составе со­ держится наименьшее количество ароматических структур. На основе данных по распределению парафиновых структур не выявлены отличительные особенности состава среди молекул бензольных и спирто-бензольных смол нефтей скважин основного и резервного фондов. Распределение парафиновых структур в молеку­ лах асфальтенов нефтей также близкое (1,30-1,49). Можно только отметить, что, как и компонентный состав, строение углеводородной части компонентов неф­ тей скважин резервного фонда более разнообразное (интервалы значений отно­ сительного содержания структурных групп шире).

Таблица 9.7. Структурно-групповой состав компонентов нефтей скважин основного и резервного фондов

Содержание гетероатомных заместителей определено в наиболее полярных компонентах —спирто-бензольных смолах и асфальтенах. В ИК спектрах смол

иасфальтенов [118] в области 3600-3200 см"1проявляются полосы валентных ко­ лебаний водородных связей гидроксильных и азотсодержащих функциональных групп. В частности, полоса поглощения 3450 см*1обусловлена валентными коле­ баниями NH-связи индолов. Область с несколькими перекрывающимися поло­ сами 1630-1740 см-1 соответствует валентным колебаниям С=0-групп в амидах, кетонах, кислотах и сложных эфирах. При 1030 см-1 проявляется поглощение сульфоксидных групп S=0.

На основе характеристичных полос в ИК-спектрах спирто-бензольных смол

иасфальтенов определено распределение в их молекулах четырех структурных групп, характерных для индолов, кислот, амидов и сульфоксидов (табл. 9.8). Ус­ тановлено, что сульфоксидные группы содержатся в максимальном количестве в структуре и спирто-бензольных смол, и асфальтенов. Из остальных заместителей

вспирто-бензольных смолах преобладают карбонильные группы в кислотах, а в асфальтенах —индольные. Содержание амидных групп в них низкое.

Таблица 9.8. Содержание гетероатомных групп в спирто-бензольных смолах и асфальтенах нефтей скважин основного и резервного фондов