КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Решая вопросы, связанные с подсчетом запасов нефти и неф­теотдачей пласта, необходимо знать количество и распреде­ление остаточной воды. Как показали исследования, коэффициент вытеснения нефти водой возрас­тает не только с ростом температуры и проницаемости по­ристой среды, но и с увеличением количества остаточной воды.

Под остаточной водой понимается суммарная влага: ад­сорбционная, или физически связанная, начальной капилляр­ности и углов пор.

Образование адсорбционной или связанной воды на по­верхности частиц породы обусловливается как химическими, так и физическими силами, которые по своей природе явля­ются электрическими. Вода углов пор может быть также названа капиллярно-разобщенной или капиллярно-неподвижным состоянием свободной пластовой воды.

В сцементированных и несцементированных горных поро­дах связывание жидкости с дисперсными частицами сказыва­ется в уменьшении живого сечения капилляров (пор), что приводит к уменьшению фильтрации флюидов через порис­тые среды.

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от размеров пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

Распределение воды в коллекторе определяется различием в кривых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Более макропористые и проницаемые прослои обладают меньшим давлением вытеснения, и для того, чтобы в них наступило равновесие капиллярного давления между различ­ными фазами флюидов, требуется меньшая водонасыщен-ность.

В литературе опубликован ряд работ о толщине тонких смачивающих слоев жидкости. Однако большинство этих ра­бот посвящено измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.

Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности минерального состава скелета, внешних условий, условий равновесия между силой, отнимающей воду, и силой, связы­вающей воду у твердой поверхности, от присутствия тех или иных катионов, степени концентрации электролитов в пла­стовой воде, а также от размера частиц.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности пород коллекторов. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гид­рофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непо­средственно соприкасается с твердой поверхностью и вслед­ствие адсорбции поверхностно-активных веществ поверх­ность нефтяного коллектора становится в значительной мере гидрофобной.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в порис­той среде и других дисперсных телах, различные исследова­тели высказывают неодинаковое мнение. Однако большинст­во из них приходят к выводу о существовании:

капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными си­лами у поверхности твердого тела и прочно связанной с час­тицами пористой среды (свойства адсорбционной воды зна­чительно отличаются от свойств свободной);

пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки по­верхности твердой фазы;

свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на по­верхности раздела вода — нефть, вода — газ).

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от крупности пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

По своему химическому составу остаточная вода может сильно отличаться от контурной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом. Исследования показывают [226 и др.], что остаточная вода значительно солонее, чем морская (в 3 — 10 раз). Нормальная морская вода в среднем содержит 3,5 % (по массе) NaCl при общей минерализации, достигаю­щей 35 000 мг/л. Содержание солей в пластовых водах неф­тяных месторождений колеблется в пределах от 10 000 до 200 000 мг/ л.

0,001

10        10        30        40        50         60 Доля остаточной воды, % к объему пор

Рис. 1.4. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных песчано-алевролитовых пород (по А.А. Ханину [226]):

1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения; 2 — алевролиты хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения; 3 — песчаники мелкозернистые угерской свиты газовых месторождений Угерское и Бильче-Волица; 4 — мо­дели, составленные из песчано-алевролитового материала кварцевого соста­ва; 5 — алевролиты глинистые картамышской свиты Шебелинского газового месторождения; 6 — песчаники мелкозернистые меловых отложений Газлин-ского газового месторождения (средние данные для горизонтов); 7 — песча­ники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский Хутор; 8 — песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 — песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковско­го газоконденсатного месторождения; 10 — песчаники средне-, мелкозерни­стые газовых месторождений Байрам-Али и Майского; 11 — рифовые перм­ские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Повышенную минерализацию остаточной воды объясняют испарением молекул воды, а также воздействием геохимиче­ского градиента. Остаточная вода харак­теризуется повышенным содержанием хлора. Однако отме­чаются и отклонения от этих закономерностей для некоторых месторождений.

По данным Ю.С. Мельниковой, изучавшей нефтяные де­вонские песчаники в разрезе скв. 1529 Туймазинского место­рождения, пробуренной на безводной нефти, содержание хлоридов в остаточной воде колеблется от 12,5 до 26,2 %, со­ставляя в среднем 18,5 %. В 1956 г. Ю.С. Мельникова с со­трудниками изучали концентрацию хлоридов в воде по дан­ным анализа более 400 образцов керна, отобранных из сква­жин различных месторождений Башкирии, которые были пробурены на водном глинистом растворе. В результате ока­залось, что в алевролитах с низким значением пористости (от 5 до 10 %) и проницаемости (меньше 0,001 мкм2) при водосо-держании до 90 % концентрация хлоридов составляла 14 — 18,6 % (в пересчете на хлористый натрий). При этом содер­жание хлоридов в законтурных водах нефтяных пластов ДI и Дп равно 22-24 % .

Выяснилось, что в Туймазах концентрация хлоридов в ос­таточной воде ниже, чем в законтурной, тогда как в боль­шинстве случаев соотношение обратное. Этот факт в работах А.А. Ханина объясняется особенностями осадкообразования отложений пластов ДI и Дп в условиях дельты с пониженной соленостью вод. В результате проведенных исследований дру­гих авторов отмечается влияние раннего и позднего диагене­за на формирование химического состава остаточной воды.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно применение физических и физико-химических ме­тодов воздействия на пласт, свидетельствует о том, что в про­цессах извлечения нефти и газа остаточная вода играет большую роль. По степени гидродинамической подвижности применительно к процессам вытеснения нефти водой ее можно классифицировать на фазово-подвижную, влияющую на показатели разработки в начальный период эксплуатации скважин, и фазово-неподвижную, перемещающуюся лишь благодаря смешению с водой, вытесняющей нефть.

В том случае, когда пласт содержит включения менее про­ницаемой породы, не контактирующей с ВНК, распределение остаточной воды в них не описывается единой кривой зави­симости капиллярного давления pк от насыщенности σво; ка­ждому включению соответствует своя кривая pк(σво) с началом координат в подошве локальной области. В связи с этим в зоне контакта со стороны менее проницаемой породы на­чальная водонасыщенность намного превышает значение, со­ответствующее высоте ее залегания над ВНК по кривой pк(σво) для однородного пласта данных физико-химических свойств.

В реальных условиях неоднородных нефтяных коллекто­ров остаточная вода не образует единого сплошного вала на фронте вытеснения. Чаще всего она поступает на забои скважин, имея различную степень разбавления закачиваемой водой. Лишь при больших скоростях вытеснения, когда про­исходит прорыв воды по отдельным пропласткам, или при очень устойчивом фронте вытеснения остаточная вода может образовывать скопления в виде вала перед закачиваемой во­дой.

При перемещении на фронте вытеснения остаточная вода может перетекать из более проницаемого слоя в менее про­ницаемый. Интенсивность перетоков зависит от соотношения капиллярных и гидродинамических сил.

Если в новый год на вашем листочке желания было написано Куплю квартиру в Орске ищите варианты у нас!

Желаете купить машину с пробегом в шахтах — подыщите себе достойного железного коня