книги / Формирование состава остаточных нефтей

Данные состава и свойств нефтей перед применением потокоотклоняющих технологий можно использовать также для прогнозной оценки успешности их применения. На рис. 10.3 приведены средние по участкам значения параметров нефтей до применения технологии с использованием гелеобразующего состава и дополнительная добыча нефти за год в результате ее применения. Установлено 1222], что наличие дополнительной добычи нефти не зависит от значений плот­ ности и вязкости нефтей на участке. Эффективность технологии проявляется на участках пласта с нефтью второго подтипа с измененным углеводородным соста­ вом с содержанием «-парафинов в составе алканов не более 80%. В менее промы­ тых частях пласта, насыщенных нефтью первого подтипа, не наблюдается закреп­ ление гелеобразующего состава.

10.2. Технология на основе сшитых полимерных систем

Технология, основанная на применении сшитых полимерных систем (СПС), предназначена для воздействия на объектах с сильно выраженной неоднороднос­ тью как по толщине, так и по простиранию пласта и используется как для обра­ ботки глубинных областей пласта, так и для воздействия на призабойную зону [233]. Технология СПС включает приготовление и закачку композиции на основе полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата трехвалентного хрома) через нагне­ тательную скважину.

При выяснении направления действия потокоотклоняющей технологии на основе жидкого стекла были использованы плотность, вязкость, содержание об­ щей серы, легкокипящих углеводородов н.к.-200°С и распределение алкановых углеводородов [228, 229]. При изучении направления действия технологии СПС дополнительно привлечены данные компонентного состава и подвижности неф­ тей [234].

10.2.1. Объекты исследования

Объектами исследования являются нефти с двух участков пашийского и бобриковского горизонтов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторожде­ ния (табл. 10.4).

Таблица 10.4. Характеристика пластов в районе нагнетательных скважин участков Абдрахмановской площади, на которых использована технология СПС

Таблица 10.5. Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей участка нагнетательной скважины 13930 до и после применения СПС

10.2.2. Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей

Перед реализацией работ по применению технологии СПС на устье добыва­ ющих скважин отобраны пробы нефти и для каждой из них определены физико­ химические свойства и состав (табл. 10.5,10.6).

Полученные значения параметров характеризуют нефть из промытой час­ ти пласта в районе участка. Нефти из промытых частей пласта участка нагнета­ тельной скважины 13930 девона лучше по качественным параметрам, чем нефти участка нагнетательной скважины 17320 карбона, что согласуется с их природной преобразованностыо.

На втором этапе работы через определенный промежуток времени (три ме­ сяца), необходимый для проявления эффекта от закачки СПС, на устье добыва­ ющих скважин участка вновь отобраны пробы нефтей и проанализированы их свойства и состав. На опытном участке нагнетательной скважины 13930 наблюда­ ется ухудшение (скв. 13927 и 9170) и улучшение (скв. 13932) качества нефти после применения СПС. После воздействия для всех нефтей участка нагнетательной скважины 17320 увеличиваются значения плотности и вязкости, содержание об­ щей серы мало отличается.

При исследовании нефтей до и после применения технологии на основе жид­ кого стекла нами показано 1228, 229|, что при подключении новых прослоев у нефтей реагирующих скважин снижаются значения плотности, вязкости, уве­ личивается содержание легкокипящих углеводородов н.к.-200вС. По участку на­ гнетательной скв. 13930 после воздействия СПС такие изменения наблюдаются только для нефти скв. 13932. Это может свидетельствовать о подключении но­ вых зон пласта. Однако в этой нефти отмечается низкое содержание масля­ ных компонентов. Как показано в гла­ ве 6 для нефтей девонских отложений, высокое содержание легкокипящих уг­ леводородов при низкой доле масляных углеводородов наблюдается при выпа­ дении в пласте твердых парафинов.

содержания компонентов в нефтях участка. Отклонение от закономерности рас­ пределения компонентов, а также уменьшение значений плотности и вязкости, увеличение содержания легкокнпящей фракции свидетельствуют о том, что нефть стала извлекаться из недренирусмой части пласта, в которой произошло рассло­ ение нефтяной дисперсной системы с выделением фазы твердых парафинов. Это

означает, что охлаждение закачиваемой водой проницаемых частей пласта при­ водит также к снижению температуры и его недренируемых частей, в результате чего из нефти выпали твердые парафины. Закономерность распределения компо­ нентов в нефтях скв. 13927 и 9170 сохраняется. Увеличение плотности, вязкости и снижение содержания бензиновых углеводородов, вероятно, связано со сдвигом структурированной нефти из этой же части пласта.

Компонентный состав нефтей участка нагнетательной скв. 17320 после воз­ действия СПС практически не изменяется (табл. 10.6).

На основе данных по физико-химическим свойствам и компонентному соста­ ву нефтей после применения технологии на основе СПС по сравнению с нефтями до ее применения установлено:

—нефти скв.9170 и 13927 извлекаются из этой же части пласта за счет высокой вязкости закачиваемого агента (у нефтей выше значения плотности и вязкости, в них меньше содержится легкокипящей фракции н.к.-200вС и больше смолистоасфальтеновых веществ);

—нефть скв. 13932 извлекается из вновь задействованных частей пласта, в ко­ торых наблюдается отложение твердых парафинов (у нефти ниже значения плот­ ности и вязкости, выше содержание легкокипящей фракции н.к.-200вС и ниже — масляных углеводородов);

—нефти скв.3297,3396 и 27894 отобраны из этой же части залежи за счет высо­ кой вязкости закачиваемого агента.

10.2.3. Углеводородный состав нефтей

Для подтверждения сделанного вывода изучено молекулярно-массовое рас­ пределение в нефтях алканов с помощью ГЖХ. Распределение алканов нормаль­ ного и изопреноидного строения по фракциям приведено в табл. 10.7 и 10.8.

Таблица 10.7. Фракционный углеводородный состав нефтей участка нагнетательной скважины 13930до и после применения СПС

После применения СПС на участке нагнетательной скважины 13930 (табл. 10.7) в углеводородном составе нефти скв.9170 содержание фракции низкомоле­ кулярных //-алканов снизилось, а в углеводородном составе нефти скв. 13927 - не изменилось, что подтверждает сделанный на основе физико-химических свойств

икомпонентного состава вывод, что нефти извлекаются из промытых частей пласта. Полученные данные по фракционному углеводородному составу нефти скв. 13932 подтверждают, что после воздействия задействованы части пласта, в которых наблюдается выпадение твердых парафинов, так как при этом часть вы­ сокомолекулярных //-алканов нефти становится неподвижной и остается в плас­ те. В этой нефти увеличилась доля низкомолекулярной фракции //-алканов при снижении содержания фракции высокомолекулярных гомологов. Содержание фракций алкановых углеводородов в нефтях участка нагнетательной скв. 17320до

ипосле воздействия (табл. 10.8) незначительно изменяется и в сторону увеличе­ ния, и в сторону уменьшения.

Таблица 10.8. Фракционный углеводородный состав нефтей участка нагнетательной скважины 17320до и после применения СПС

В соответствии со значениями показателей углеводородного состава (табл. 10.9, 10.10) нефти обоих участков до и после воздействия не являются биодеградированными, так как для них характерны невысокие значения показателей К/ и п . Все нефти относятся к химическому типу А1, подтипу 1. Нефти девона и карбона генетически едины —источником нефтей служил одинаковый тип орга­ нического вещества (близкие значения Пр/Ф).

После обработки нагнетательной скважины 13930 (табл. 10.9) значения коэф­ фициентов Ви D уменьшаются для нефти скв.9170. Низкий вкладлегких нормаль­ ных алканов по сравнению с тяжелыми является следствием влияния адсорбцион­ но-хроматографического эффекта. Для нефти скв. 13927 значения коэффициентов В и D не изменились. В углеводородном составе нефти скв. 13932 увеличилось соотношение содержания низкомолекулярных и высокомолекулярных //-алканов и изопренанов (увеличение показателей В и D). Наблюдается также увеличение содержания алкановых углеводородов относительно циклических углеводородов (увеличение значения показателя пф). Подтип нефти Z улучшился.

Таблица 10.9. Показатели состава алкановых углеводородов нефтей участка нагнетательной скважины 13930до и после применения СПС

Нефти участка нагнетательной скважины 17320 характеризуются менее высо­ кими соотношениями легких и тяжелых алканов нормального строения (пока­ затель D), чем нефти участка нагнетательной скв. 13930 (табл. 10.10). В них выше соотношение изопренанов и алканов (показатель Е/П/ЕнП). По результатам ана­ лиза показателей углеводородного состава можно сделать вывод, что состав алка­ новых углеводородов нефтей участка нагнетательной скв. 17320 до и после приме­ нения СПС подобен.

Таблица 10.10. Показатели состава алкановых углеводородов нефтей участка нагнетательной скважины 17320 до и после применения СПС

Данные углеводородного состава нефтей после обработки нагнетательных скважин СПС свидетельствуют о следующем:

—нефть скв.9170 и 13927 из той же части пласта, что и до обработки (показате­ ли углеводородного состава в основном не изменяются);

—нефть скв. 13932 извлекается из новых зон пласта, в которых отмечается вы­ падение парафинов (увеличивается содержание фракции легких //-алканов, сни­ жается содержание тяжелых гомологов, увеличиваются значения коэффициентов В, D и Z);

—нефти участка нагнетательной скважины 17320 извлекаются из этой же час­ ти пласта.

Врезультате применения потокоотклоняющей технологии СПС на участке на­ гнетательной скважины 13930 только в межскважинном пространстве между до­ бывающей скважиной 13932 образовался водоограничительный состав и подклю­ чились новые части пласта с принципиально отличающимся составом нефти. Тем не менее после применения СПС дополнительная добыча на этом участке отсут­ ствует. При использовании СПС на участке нагнетательной скважины 17320 об­ разование водоограничительного материала не произошло, так как состав нефти не изменился и отсутствует дополнительная добыча.

Таким образом, сделанные выводы о направлениях действия потокоотклоня­ ющих технологий на примере технологии с использованием жидкого стекла, по результатам анализа нефтей до и после применения технологии СПС, дополнены еще двумя вариантами направления действия [227]:

— при отсутствии эффекта средние значения параметров нефтей остаются прежними;

—извлекаемые нефти в случае вовлечения запасов из зон выпадения парафи­ нов характеризуются меньшими значениями плотности и вязкости, более высо­ ким выходом легкокипящей фракции и увеличением доли в углеводородном со­ ставе легких w-алканов при низком уровне добычи.

Если в недренируемых частях пласта наблюдается выпадение твердых пара­ финов, то при использовании потокоотклоняющих технологий можно ожидать существенных осложнений. В лучшем случае, при частичном снижении прони­ цаемости пласта, следует ожидать извлечения только легкой подвижной части пластовой нефти, в которой будет увеличен вклад фракции легкокипящих угле­ водородов, а в углеводородном составе масел уменьшена доля твердых парафи­ нов, остающихся в пласте, при общем снижении объема добычи. В худшем случае при изоляции промытых частей пласта может произойти его полная закупорка в районе участка нагнетательной скважины.

10.2.4. Подвижность нефтей

Как показано выше, использование математической обработки параметров состава и свойств нефтей является достаточно эффективным подходом для выяс­ нения направлений действия потокоотклоняющих технологий. Для расширения арсенала средств контроля за потокоотклоняющими технологиями использован метод импульсного ЯМР.

Данные импульсного ЯМР зависят от многих свойств исследуемой системы и позволяют иллюстрировать динамические явления на молекулярном уровне [235, 236]. В связи с работой магнитного поля и переменных электромагнитных им­ пульсов в спиновой системе происходит намагничивание ядер, вследствие чего они начинают прецессировать с определенной частотой амплитуд колебаний, то есть увеличивается молекулярная подвижность парамагнитных ядер.

На основании изложенного по данным ЯМР оценена амплитуда спин-спи- новой релаксации нефтей при 20*С до и после применения СПС (рис. 10.5). Ам­

Для нефтей участка нагнетательной скв. 17320 (рис. 10.6, второй столбец) ха­ рактерны низкие значения амплитуды при комнатной температуре и медленный рост при нагреве. Характер кривых зависимости амплитуды от температуры для нефтей этого участка после воздействия остается неизменным, что согласуется с приведенными выше данными об отсутствии изменения их состава.

Таким образом, в качестве одного из подходов для контроля за применением потокоотклоняющих технологий можно использовать температурную зависи­ мость подвижности нефтей на основе амплитуды спин-спиновой релаксации.

Состав нефтяных дисперсных систем

Снижение подвижности нефти при разработке существенно влияет на пол­ ноту ее извлечения. Общепринятым является изучение подвижности нефтяных дисперсных систем (НДС), являющейся обратной величиной вязкости, в зави­ симости от состава компонентов нефтей. Количественные данные по взаимосвя­ зи динамических свойств и строения компонентов, входящих в состав нефтяных дисперсных систем, отсутствуют [49-52]. Для восполнения отсутствующих дан­ ных проведено изучение строения компонентов и оценено его влияние на взаи­ модействие соседних структурных образований НДС на примере девонских не­ фтей (образцы 1-6, р= 14-44 сСт) и более вязких нефтей карбона (образцы 7-12, 1-1=49-92 сСт).

В состав НДС входят сложные структурные единицы и дисперсионная сре­ да (рис. 10.7). В сложной структурной единице нефтей смолисто-асфальтеновой природы ядро сформировано из асфальтенов (А). Внутренняя часть сольватной оболочки представлена спирто-бензольными смолами (Ссп-б), а периферийная часть —бензольными смолами (Сб). Дисперсионная среда состоит из углеводоро­ дов фракции от начала кипения до 200°С (н.к.-200°С) и масляных углеводородов

(М). Влияние состава НДС, полученного на основе распределения компонентов в исследуемых нефтях, на снижение подвижности НДС проявляется в повышен­ ном содержании в них сложных структурных единиц (рис. 10.8) за счет высокого вклада являющейся их составной частью сольватной оболочки (рис. 10.9). Следует отметить, что состав НДС по данным компонентного состава соответствует мак­ симальной степени упорядоченности структурных элементов нефтяной дисперсной системы.

Сложная структурная единица: ССЕ=А+С Ядро: Яд=А

Сольватная оболочка Со=Сб+Ссп-б Дисперсионная среда: ДС= н.к.-200-С+М

30

Степень сродства компонентов НДС

Общим в строении средней молекулы компонентов нефтей девона (образцы 1-6) и карбона (образцы 7-12) по данным ИК-спектроскопии является наличие алифатических и ароматических структур. На основе соотношения оптических плотностей поглощения (D7,0+D 13g0)/D |600рассчитана доля парафиновых структур относительно ароматических, или алифатичность (Ал), а по DI3g0/D 720 —разветв­ ленность парафиновых структур (Р) (табл. 10.11).

Таблица 10.11. Фрагменты строения компонентов нефтей поданным ИК-спектроскопии