Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Физическая адсорбция происходит почти мгновенно, а химическая растет с увеличением температуры, как и при химической реакции. Возникающие при физической адсорбции силы имеют электрическую природу и зависят от расстояния между молекулами, ван-дер-ваальсовыми силами и силами отталкивания между заполненными электронными оболочками атомов и молекул.

Полный потенциал ван-дер-ваальсовых сил складывается из трех составляющих: ориентационной, индукционной

èдисперсионной. Первые две представляют собой электростатическую составляющую компоненту адсорбционных сил. Ориентационная составляющая играет основную роль для нейтральных молекул. Энергия индукционного взаимодействия обусловлена поляризацией смещения молекул

èне зависит от температуры.

Основную роль в притяжении неполярных молекул играют дисперсионные силы. Теория этих сил разработана Ф. Лондоном в 1928 г. Они присущи как полярным, так и неполярным молекулам и имеют квантово-механический характер, т.е. электрическое взаимодействие между мгновенными диполями, переменными по величине и направлению. Дисперсионные силы это силы притяжения. Электрическая компонента адсорбции имеют наибольшую величину на углах и ребрах адсорбента, а дисперсионная в щелях и порах. Строгий теоретический расчет адсорбционного потенциала проводился только для простых систем. Опубликованные результаты исследований по изучению явления прилипания позволяют считать, что фундаментальную роль здесь играют электрические силы и, в частности, явление образования двойного электри- ческого слоя. Для адгезионного отрыва необходимо преодолеть силы электрического притяжения на микроуровне.

Согласно расчетам Б.В. Дерягина, адгезионная проч- ность отдельных слоев может достигать от сотен до тысяч килограмм на квадратный миллиметр.

Прилипание нефти к породе это специфическое явление, определяемое рядом условий, среди которых важную роль играют компонентный состав нефти, минералогический состав породы коллектора, термобарические условия в залежи, присутствие и состав пластовых вод.

221

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Но определяющим, по-видимому, является компонентный состав нефти.

Еще в начале 1940 гг. было установлено (М.М. Кусаков, П.А. Ребиндер, К.Е. Зинченко, Ф.А. Требин и др.), что при движении нефти и воды в пористой среде происходит затухание фильтрации. Это объяснялось адсорбцией активных компонентов нефти на поверхности поровых каналов с образованием граничных слоев нефти, что приводило к снижению «живого» сечения порового канала и, соответственно, к уменьшению скорости фильтрации.

Согласно исследованиям М.Г. Бабаляна, при фильтрации жидкости в пористой среде имеет место два периода. Сначала фильтрация стабильна, а затем происходит ее затухание. При этом снижение проницаемости керна достигает 40 %, что объясняется адсорбцией компонентов нефти. Было так же отмечено, что затухание фильтрации является функцией перепада давления, температуры и абсолютной проницаемости, а присутствие воды в порах коллектора замедляло этот процесс.

Поверхностная активность нефти обусловлена содержанием в ней полярных соединений, они концентрируются в высокомолекулярных тяжелых фракциях и относятся к группе гетероорганических соединений, проявляющих поверхностную активность на межфазных границах различ- ной природы. Установлено, что чем меньше в нефти активных компонентов, тем меньше затухание фильтрации во времени.

Поверхностная активность нефти связана с содержанием нафтеновых кислот (впервые выделены Эйхлером в 1874 г.) и асфальтосмолистых компонентов. Асфальтены можно рассматривать как продукт конденсации смол. Как показали исследования, поверхностная активность нефти в первую очередь зависит от металлопарафиновых комплексов (МПК), ассоциирующихся в асфальтеносмолистых соединениях нефти. Связи МПК с высокомолекулярными соединениями нефти настолько велики, что, адсорбируясь на породе (границе нефть порода), они увлекают за собой асфальтены и смолы. Поэтому в адсорбционном слое (граничный слой между объемной нефтью и поверхностью породы) резко увеличивается содержание асфальтосмолистых компонентов (АСК).

222

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Согласно исследованиям И.Г. Фукса, толщина гранич- ного слоя составляет 0,2 0,5 мкм, и в нем выделяется три части: упруго-вязкий, примыкающий к твердой поверхности породы; слой с повышенной вязкостью и слой с вязкостью, равной вязкости объемной жидкости. На базе адсорбционного слоя образуются структурированный слой жидкости с повышенной вязкостью и упругостью к сдвигу. Исследования показали, что соотношение вязкостей адсорбционного слоя и объемной жидкости достигает 10 15 и более.

Адсорбционные явления, начиная с физико-химической адсорбции на поверхности раздела фаз и кончая капиллярной конденсацией, представляют собой сложную совокупность физических, химических и физико-химических процессов. Единой теории этого явления пока не создано, но существуют следующие теории сорбции:

молекулярная теория сорбции Ленгмюра, основанная на валентной природе адсорбционных сил;

электрическая теория адсорбции полярных молекул (теория зеркальных сил, кванто-механический учет дисперсионной составляющей адсорбционных сил);

теория капиллярной конденсации;

теория полимолекулярной адсорбции Брунауера Эммета Теллера.

Разрушение граничных слоев в реальных условиях пластов происходит не полностью, так как граничный слой делится на части, скользящие одна относительно другой. Это указывает на то, что остаточное нефтесодержание пластов в действительности больше, чем представляется, так как с уменьшением проницаемости толщина граничного слоя увеличивается. Многочисленными исследованиями показано, что в большинстве случаев с поверхностью породы соприкасается нефть, а не вода. В количественном отношении, согласно работам W.W. Owems и R.E. Treibet, 27 % коллекторов гидрофильны, 66 % гидрофобны, а остальные 7 % имеют промежуточную смачиваемость.

Таким образом, фильтрация нефти в нефтесодержащих породах это сложный процесс, который происходит с участием гидродинамических, физических, химических, квантово-механических, электрических, поверхностных, молекулярных и других сил и явлений. Все это не позво-

223

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ляет достичь высокоэффективного извлечения нефти из пластов вследствие образования граничных слоев.

Современные технологии повышения нефтеотдачи ориентированы главным образом на преодоление гидродинамических и капиллярных сил, но не на мощные электри- ческие, что и определяет высокую остаточную нефтенасыщенность.

Глава 17

ТИПЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ

Современная система разработки нефтяных месторождений ориентирована на интенсификацию отборов нефти из нефтесодержащих пластов. Для этого используются различные нефтевытесняющие агенты, но в основном вода. Различают два типа остаточной нефти в заводненных пластах, образование которых обусловлено как составом флюидов, так и неоднородностью продуктивных пластов по фильтрационным свойствам.

Первый тип остаточной нефти формируется в застойных и недринируемых интервалах продуктивного пласта. Состав и свойства вытесненной и остаточной нефти практически одинаковы. Целики остаточной нефти образуются главным образом вследствие неоднородности пласта.

Анализ результатов промысловых и лабораторных исследований показывает, что если соотношение проницаемостей двух изолированных друг от друга пропластков более 5, то низкопроницаемый слой практически не принимает воду. Поэтому для выявления таких зон необходимо располагать картами остаточной нефтенасыщенности, которые составляются либо по промысловым данным, либо рассчитываются в процессе гидродинамического моделирования.

Второй тип остаточной нефти. Это нефть, сосредото- ченная в промытых зонах пласта. Из-за высокой водонасыщенности пласта она неподвижна, а нефтенасыщенность существенно зависит от фильности породы пласта.

224

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Âфильных коллекторах вода это пленка на частицах породы и вода в мелких порах. Нефть же находится в крупных порах и является капиллярно защемленной. Типичный пример таких залежей месторождения ЗападноСибирского региона. При вытеснении нефти из фильной породы реализуется механизм близкий к поршневому.

(например Южно-Сургутское месторождение, пласт БС10; Усть-Балыкское, пласт БС10; Мамонтовское месторождение, пласт АС4 è äð.).

Âгидрофобных породах вода, напротив, находится в крупных порах, а нефть в мелких. Поэтому в залежах с гидрофобным коллектором безводный период короток, а водный продолжителен. Это характерно для залежей Урало-Повольжья (Якушкинское, Ишимбайское и др.).

Карбонаты характеризуются промежуточной смачиваемостью.

Характер фильности породы коллектора можно установить по кривым остаточных фазовых проницаемостей. Для системы нефть вода: если основание перпендикуляра, опущенного из точки пересечения кривых на ось водонасыщенности располагаются правее значения водонасыщенности 50 %, то эта порода является гидрофильной, левей гидрофобной, а в области 50 % с промежуточной смачиваемостью, т.е. карбонатная.

На структуру остаточной нефти влияет так же ее каче- ственный и количественный составы. Увеличение содержания полярных компонентов асфальтенов, смол, нафтеновых кислот с одной стороны и уменьшение газового фактора и температуры с другой приводят к увеличению степени гидрофобизации породы, увеличению количества пленочной нефти и усилению ее структурно-механических свойств.

Формирование остаточной нефтенасыщенности, согласно результатам исследований Н.Н. Михайлова, завершается при установлении динамического равновесия между капиллярными и гидродинамическими силами, т.е. в случае равенства:

ðê ka			(17.1)
	kâ v âL,

ãäå kà абсолютная проницаемость породы; kâ относи-

225

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тельная проницаемость для воды в системе нефть вода; L длина образца; v скорость фильтрации; â вязкость воды.

Ряд отечественных и зарубежных исследователей в ка- честве критерия выбора метода доизвлечения остаточной нефти пользуются безразмерным комплексом – капиллярным числом Nñ:

	Nc	v	,	(17.2)
		m cos

где поверхностное натяжение между флюидами.

В гидрофильных средах вытеснение нефти происходит при условии превышения гидродинамических v и вязкостных сил над капиллярными cos . Поэтому эффективность вытеснения возрастает с увеличением вязкости вытесняющего агента, скорости вытеснения и уменьшения .

Накопленный отечественный опыт разработки нефтяных месторождений, большой объем экспериментальных исследований на керновом материале продуктивных пластов многих месторождений позволили получить ряд статистических зависимостей, связывающих фильтрационные свойства коллекторов с эффективностью вытеснения из них нефти водой и с остаточной нефтенасыщенностью.

Так, для месторождений Среднего Приобья остаточная нефтенасыщенность по результатам лабораторных исследований керна пластов разных групп описывается следующими зависимостями:

для пластов группы АС:

S	(8,34 1,026 S		)0,1 0,11;	(17.3)
í îñò	í íà÷
для пластов группы БС:
S	(2,31 0,35 S	)0,1 0,11.		(17.4)
í îñò	í íà÷

Зависимость нефтеотдачи пластов от вязкости нефти для условий Татарии, полученная Р.Х. Муслимовым с соавторами, имеет вид:

226

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

0,0773	k	0,35 .	(17.5)
	í

Усредненная по данным многих месторождений экспериментальная зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллекторов имеет вид, представленный на рис. 17.1.

В сущности можно выделить две группы факторов, которые определяют величину остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов: неуправляемые и управляемые.

К неуправляемым факторам относятся естественные геолого-физические характеристики нефтяной залежи, а именно:

тип коллектора и его фильтрационная характеристика; литологический состав породы; физические свойства коллектора; параметрические ха-

рактеристики, удельная поверхность; микронеоднородность пористой среды по размеру поро-

вых каналов, определяющая коэффициент вытеснения нефти водой;

фильность породы; физико-химические свойства пластовых флюидов;

макронеоднородность пластов (слойность, зональность, тектонические нарушения и т.д.);

Рис. 17.1. Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора

227

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

фазовое состояние углеводородов; термобарические условия продуктивного пласта; угол наклона пласта; соотношение размеров УНЗ и ВНЗ.

Знание указанных факторов необходимо на стадии прогноза показателей разработки, но еще более важно для обоснования технологий доизвлечения остаточной нефти.

К управляемым факторам относятся: способ и схема воздействия на пласт;

размещение добывающих и нагнетательных скважин; соотношение вязкости воды и нефти; темпы обора жидкостей;

режимы работы добывающих и нагнетательных скважин;

фильность породы; способы регулирования процесса разработки;

искусственно создаваемая трещинность пласта.

Глава 18

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Россия, как и ряд других ведущих нефтедобывающих стран мира (США, Канада, Венесуэла, Норвегия и др.), уже много лет ведет активную научно-исследовательскую работу и выполняет промысловые эксперименты по созданию и испытанию технологий для увеличения степени нефтеизвлечения. Наиболее активно эти работы стали развиваться с 1960-х гг. и к 1975 г. в мире добывалось около 1 млн т нефти за счет новых технологий, к 1985 г. около 5 млн т, а в начале 21 в. 3,5 % от мировой годовой добычи (около 150 млн т).

Наибольшее развитие получили тепловые, газовые и физико-химические технологии. Причем почти 2/3 дополнительно добытой нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) долгое время приходилось на тепловые технологии. К 1991 г. добыча нефти в б. СССР за счет

228

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МУН достигла 11,4 млн т/год, в том числе 3,9 млн т (34 %) за счет тепловых методов. К этому времени работы по применению и испытанию МУН в нашей стране велись на 365 участках 150 месторождений, причем 159 проектов на 120 месторождениях были действующими. В последующие годы активность частных компаний по применению новых технологий добычи нефти заметно снизилась. Этому способствовал ряд факторов, среди которых немаловажную роль сыграло и то, что топливно-сырьевая база б. СССР была полностью сформирована к 1991 г. А это в свою очередь не стимулировало компании ни к поиску новых месторождений нефти и газа, ни к разработке новых технологий нефтеизвлечения. Этому также способствовала социально-политическая обстановка и действующая правовая система. Отсутствовал также отраслевой контроль и учет за работами по применению МУН на разрабатываемых месторождениях. Практически большую часть работ недропользователей относили к категории МУН, хотя это и не соответствовало действительности.

Проблема увеличения нефтеотдачи пластов является важной, так как доказанные мировые запасы нефти на начало 2008 г. оценивались всего лишь в 211,74 109 ì3 (около 180,0 млрд т). Остаточные и пока неизвлеченные запасы нефти в мире (если принять среднюю нефтеотдачу в мире около 0,35) ориентировочно составляют 400 млрд т. Остаточные извлекаемые запасы нефти в России на ту же дату оценивались приблизительно в 5 % мировых. Доля ОПЕК в остаточных запасах составляет около 60 % мировых. Поэтому разработка, испытание и широкое применение методов увеличения нефтеотдачи являются первооче- редными задачами современной нефтяной промышленности. И в этой связи большое значение приобретает классификация методов увеличения нефтеотдачи и признаков, отличающих МУН от обычных геолого-технологических мероприятий.

В настоящее время существуют два понятия, которые нередко подменяют друг друга, хотя имеют принципиальное отличие. Это методы увеличения производительности скважин и методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Первый комплекс технологий (Jmproved oil recovery в США) в основном ориентирован на улучшение фильтра-

229

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ционной характеристики пластов и включает обработки прискважинной зоны пласта различными химическими реагентами, композитными составами, растворителями, кислотами (соляная, карбоновые), термогазохимическим методом, гидроразрыв пласта (ГРП), горизонтальные скважины (ГС) и др.

Вторая группа технологий, (Enhanced oil recovery в США) включает методы воздействия на пласт в целом для увеличения конечной нефтеотдачи коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пластов рабочим агентом и коэффициента охвата воздействием.

Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи определяют величину извлекаемых запасов, а методы увели- чения производительности скорость их отбора из залежей.

Такие понятия приняты и в мировой практике. При этом следует отметить, что некоторые технологии, относящиеся к группе методов увеличения производительности скважин, в определенной степени положительно влияют и на нефтеотдачу. Это касается ГРП и использования горизонтальных скважин. При реализации этих технологий за счет трещин и горизонтальных стволов может обеспечи- ваться гидродинамическая связь между ранее изолированными целиками нефти, нередко даже не регистрируемыми ГИС. В таких случаях ГРП и бурение ГС, естественно, способствует увеличению КИН.

В настоящее время единой общепринятой классификацией методов увеличения нефтеотдачи пока нет, но основными крупными элементами такой классификации, т.е. группами методов (рис. 18.1), являются:

1.Гидродинамические методы (нестационарное заводнение, барьерное заводнение, форсированный отбор жидкости).

2.Физико-химические методы (закачка водных растворов ПАВ, полимеров, серной и карбоновых кислот, щело- чи, отходов нефтехимического производства и т.д.).

3.Газовые методы (закачка углеводородных газов, СО2, азота, дымовых газов).

4.Тепловые методы (закачка теплоносителя, внутрипластовое горение: сухое, влажное, сверхвлажное, термощелочное заводнение).

230