книги / Формирование состава остаточных нефтей

Особенностей в распределении гетерозаместителей в асфальтенах, выделен­ ных из нефтей скважин основного и резервного фондов, не обнаружено. Даже в асфальтенах слабоизмененных нефтей из скважин основного фонда и в асфаль­ тенах АСПО распределение заместителей примерно одинаковое. В составе спир­ то-бензольных смол нефтей проблемных скважин наблюдается существенное отличие —в них содержание карбонильных групп в кислотах выше на порядок и более.

Суммарное количество кислородсодержащих заместителей в спирто-бензо­ льных смолах выше, чем в асфальтенах (рис. 9.4). Особенно много содержится их в спирто-бензольных смолах нефтей скважин резервного фонда. Это свидетельс­ твует о влиянии на состав нефтей окислительных процессов. В результате увели­ чения содержания асфальтенов и спирто-бензольных смол, а также повышенной полярности последних межмолекулярные взаимодействия приводят к образова­ нию достаточно прочных ассоциатов в нефтяной системе, поэтому извлекать та­ кие нефти труднее.

Рис. 9.4. Суммарное содержание гетероатомных заместителей в спирто­ бензольных смолах (первый столбик) и в асфальтенах (второй столбик)

Ратов А.Н. считает [55], что главным механизмом структурирования высоко­ вязких нефтей и природных битумов, обуславливающих их высокую вязкость и появление структурно-механической прочности, являются межмолекулярные взаимодействия высокомолекулярных фрагментов смолисто-асфальтеновых ве­ ществ, связанные с сильными свойствами парамагнетизма имеющихся в их со­ ставе полиароматических структур.

Содержание свободных радикалов углерода и ванадиловых комплексов опре­ делено в асфальтенах исследованных нефтей (табл. 9.9). Судя по содержанию сво­ бодных радикалов и ванадиловых комплексов, большинство асфальтенов нефтей скважин резервного фонда не имеют больших различий с асфальтенами нефтей скважин основного фонда.

Низкими значениями содержания свободных радикалов и ванадиловых ком­ плексов отличаются асфальтены АСПО из скв. 13946* и 32с)*. Низкое содержание свободных радикалов и ванадиловых комплексов в этих асфальтенах, скорее все­ го, обусловлено присутствием соосаждающихся мелкокристаллических парафи­

нов. В асфальтенах нефти скв.32д* регистрируются высокоспиновые компонен­ ты, являющиеся преимущественно соединениями железа природного или техно­ генного происхождения. Линия свободных радикалов в спектре ЭПР данных ас­ фальтенов уширена по сравнению с асфальтенами других нефтей. В ИК спектре этих асфальтенов присутствует интенсивная полоса 1097 см-1, которая характерна для Si-O-связи минералов, соосадившихся с асфальтенами.

Таблица 9.9. Парамагнитные характеристики асфальтенов нефтей основного и резервного фондов

** - в скобках ширина линии, мм.

Таким образом, установлено, что вблизи ряда нагнетательных скважин нефть претерпевает существенные изменения состава. Врезультате наблюдается быстрое снижение дебитов нефти скважин резервного фонда. Оптимизация сетки скважин на поздней стадии разработки может не привести к ожидаемому эффекту вслед­ ствие неучета состава насыщающей пласт нефти.

Г л а в а 10

ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ НЕФТИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Заводнение неоднородных нефтяных пластов сопровождается ранней и быс­ тро прогрессирующей обводненностью продукции добывающих скважин. При этом на поздней стадии разработки месторождений наблюдается образование об­ ширных промытых зон, характеризуемых относительно высокой проницаемос­ тью, по которым фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая существенного влияния на выработку слабопроницаемых пропластков. В связи с высокой обводненностью продуктивных пластов около 80% применяемых в на­ шей стране физико-химических технологий добычи нефти относятся к потокоот­ клоняющим технологиям.

10.1.Технология на основе высокомодулыюго жидкого стекла

Впотокоотклоняющих технологиях основными неорганическими гелеобразователями, применяемыми в нефтяной промышленности, являются жидкое стек­ ло и соли алюминия. Изучение механизма действия потокоотклоняющих техно­ логий [227-229] проведено на примере технологии [230], основанной на закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (5%-ного), образующего гель или осадок при взаимодействии с минерализованной пластовой водой.

10.1.1. Объекты исследования и физико-химические свойства нефтей

В качестве объектов исследования использованы нефти с участков, на кото­ рых применена технология на основе жидкого стекла: по одному участку Вос- точно-Лениногорской, Зеленогорской и Павловской площадей и по два участка Азнакаевской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения пашийского горизонта. Перед реализацией работ по применению анализируемой технологии на участке, состоящем из нагнетательной скважины и находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин, отобраны пробы нефти и для каждой из них определены плотность, вязкость, содержание общей серы и содержание легкокипящих углеводородов н.к.-200°С. Полученные значения параметров (табл. 10.1) характеризуют свойства нефтей, сформировавшихся при использовании гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи в промытой части пласта в районе участков.

Через промежуток времени в шесть месяцев, необходимый для проявлении технологического эффекта, вновь отобраны и проанализированы пробы нефтей из этих же скважин. Установлено, что качественные параметры нефтей участков 1 и 2 несколько ухудшились. Наблюдается увеличение значений плотности и вяз-

лены на три группы. В нефтях первой группы (участки 1 и 2) максимум распре­ деления «-алканов приходится на низкомолекулярные углеводороды. В нефтях второй группы (участки 3-6) отсутствует часть низкомолекулярных гомологов со­ става «(С12-С16). В нефтях третьей группы (участок 7) понижено содержание толь­ ко алканов «(С12-С14). Соответственно суммарное содержание «-алканов (£«П) в нефтях первой группы высокое, второй группы —низкое, а нефти третьей груп­ пы занимают промежуточное положение. Действие технологического раствора в промытых частях пласта с техногенно преобразованной нефтью проявляется поразному. В нефтях первой и третьей групп молекулярно-массовое распределение алкановых углеводородов после обработки близкое. В составе алканов нефтей второй группы повысилась доля низкомолекулярных «-алканов и снизилась доля их высокомолекулярных гомологов.

На основе данных распределения парафиновых углеводородов оценены коли­ чественные изменения содержания углеводородов в виде показателей (табл. 10.2). До воздействия в нефтях первой группы соотношение содержания легких и тяже­ лых углеводородов нормального и изопреноидного строения высокое (высокие значения В и D). В них высокое суммарное содержание «-алканов и, соответс­ твенно, низкое —изопренанов (низкие значения Е/П/Е«П и К/), а также высока доля алкановых углеводородов относительно циклических углеводородов (вы­ сокие значения пф). В нефтях второй группы значения показателей В и D ниже, чем в нефтях первой группы. В них низкое суммарное содержание «-алканов по сравнению с изопренанами, поэтому значения показателя Е/П/Е«П существенно выше. Соответственно выше и соотношение узких фракций этих углеводородов К/. Нефти третьей группы по распределению углеводородов занимают промежу­ точное положение.

После применения технологии в нефтях первой группы интервалы значений соотношений содержания легких и тяжелых алкановых углеводородов неразветвленного и изопреноидного строения не изменились (показатели В и D). Соотно­ шение изопренанов и «-алканов осталось низким (показатель 1/П/Е«П). В нефтях второй группы участков распределение легких и тяжелых изопренанов мало изме­ нилось (показатель В), а соотношение легких и тяжелых «-алканов —увеличилось (показатель D). Наблюдается также увеличение в углеводородном составе нефтей второй группы суммарной доли «-алканов по сравнению с изопренанами (сни­ жение значений Е/П/Е«П в среднем в 1,6 раза). Это подтверждается и снижением соотношения содержания узких фракций этих углеводородов (показатель К/). В углеводородном составе некоторых нефтей этой группы увеличилось соотноше­ ние содержания алкановых углеводородов относительно циклических углеводо­ родов (показатель пф). Из нефтей третьей группы у нефти скв. 13775 уменьшились значения показателей Е/П/Е«П и пф, а у нефти скв. 13771 - п ..

Вследствие большого разнообразия в природе нефтей химического типа А1 для получения дополнительной информации все исследованные нефти подразделены на подтипы на основе коэффициента Z = «(С13-С15)/«(С25-С27). Нефти первой группы до воздействия относятся к подтипу 1, для которого Z равно 3-8. Нефти второй группы относятся к подтипу 2, для которого Z рав­ но 1,2-3. Нефти третьей группы относятся к подтипу 1, но значения Z близ-

ки к граничным между нефтями первого и второго подтипа. Наличие нефтей обоих подтипов до воздействия может свидетельствовать о различной степе­ ни промытости пласта —менее высокой на участках 1, 2 и 7, более высокой — на участках 3-6. После применения технологии подтип нефтей участков 1, 2 и 7 остался прежним, а подтип нефтей участков 3-6 со второго изменился на пер­ вый, т.е. улучшился.

10.1.3. Статистическая обработка параметров состава и свойств нефтей

Для обобщения результатов исследования нефтей использован метод статис­ тического анализа [231]. Наряду с параметрами физико-химических свойств и уг­ леводородного состава, в качестве переменных использованы также параметры структурно-группового состава, полученные на основе ИК-Фурье спектроскопии для нефтей до и после применения технологии. Для средней молекулы нефтей оценены алифатичность и разветвленность парафиновых структур.

Таблица 10.3. Матрица факторных нагрузок на параметры нефтей

Получена матрица факторных нагрузок на переменные (параметры нефтей), в которой выделены главные компоненты (ГК) и параметры нефтей, оказывающие на ГК наибольшее влияние (табл. 10.3). Наибольший вклад в ГК1, отвечающую за 45,0% изменчивости, вносят параметры углеводородного состава. На ГК2, отве­ чающую за 16,6% дисперсии, высокие значения нагрузок установлены для значе­ ний физико-химических свойств нефтей. В третью ГК (9,4% изменчивости) вно­ сят вклад параметры структурно-группового состава нефтей.

Распределение образцов нефтей до и после применения технологии в коорди­ натах главных компонент, полученных на основе матрицы факторных нагрузок на объекты (нефти), представлено на рис.

10.2. Нефти до воздействия характери­

Таким образом, после применения технологии плотность и вязкость нефтей первой группы увеличились, а содержание легкокипящей фракции н.к.-200°С снизилось. Распределение алкановых углеводородов не изменилось и, соответс­ твенно, подтип нефти остался прежним, при уменьшении значений Z. Все это означает, что повышенная по сравнению с закачиваемой водой вязкость техноло­ гического раствора способствует довытеснению из промытых прослоев остаточ­ ной нефти с худшими параметрами за счетдесорбции с породы смолисто-асфаль- теновых веществ.

Нефти второй группы после воздействия характеризуются меньшими значе­ ниями плотности и вязкости, а также более высоким содержанием легкокипящей фракции. В углеводородах увеличилась суммарная доля //-алканов за счет низко­ молекулярных гомологов, улучшился подтип нефти. Это означает, что в пласте образовался гель, который создал барьер сопротивления в промытых прослоях пласта, в результате чего в разработку оказались вовлеченными новые прослои, содержащие нефть, не затронутую ранее заводнением.

У нефтей третьей группы снизились значения плотности и вязкости, подтип нефтей сохранился, но значения Z повысились. Это свидетельствует о подклю­ чении зон из тех же прослоев пласта с частично измененными нефтями. Следует отметить, что некоторые скважины не реагируют на применение технологии и параметры нефтей остаются прежними.