Молекулярно-поверхностные явления в пористой среде

К молекулярно-поверхностным явлениям, определяющим фильтрацию многофазной жид­кости, обычно относятся в первую очередь по­верхностное натяжение и краевой угол смачи­вания воды и нефти в пористой среде. Молеку­лы поверхностного слоя в сумме обладают из­бытком энергии по сравнению с равным объе­мом молекул, находящихся во внутренних сло­ях жидкости. Этот избыток свободной энергии поверхностных слоев, отнесенный к площади в f см^г, то есть удельная свободная поверхност­ная энергия, характеризует поверхностное на­тяжение на границе двух фаз. Величину повер­хностного натяжения можно определить как работу, необходимую для образования 1 см² новой поверхности. Величина поверхностного натяжения зависит от степени взаимодействия между молекулами каждой фазы, то есть степе­ни полярности соприкасающихся фаз. Такими полярными компонентами в нефти являются нафтеновые кислоты, смолистые и асфальтовые вещества, маркаптаны, тиофены, молекулы ко­торых обладают несимметричным расположением электрических зарядов. Полярные веще­ства, способные адсорбироваться на поверхно­стях раздела и понижать поверхностное натя­жение, называются поверхностно-активными. Они обладают весьма высокой прочностью, препятствующей разрушению водонефтяных эмульсий 183].

Под смачиваемостью понимают способность жидкостей растекаться по поверхности твердо­го тела под влиянием поверхностно-молекуляр­ных сил. Изучение явления смачиваемости свя­зано с тем, что нефтеотдача пластов при вытес­нении нефти водой (конденсатом пара) зависит от смачиваемости пород пласта водой. Установлено, что поверхностное натяжение в системе углеводороды — вода уменьшается с ростом температуры, он незначительно и не может существенно влиять на процесс. Зависи­мость коэффициента поверхностного натяже­ния от температуры для некоторых нефтей и минерализованной воды приведена на рис. 15. Краевой угол смачивания также уменьшается с температурой, то есть смачиваемость водой уве­личивается с повышением температуры —по­ристая среда гидрофилизуется (рис. 16).

Снижение краевого угла смачивания и ко­эффициента поверхностного натяжения приво­дит к снижению остаточной нефтенасыщенно-сти и увеличению остаточной насыщенности среды водой. На рис. 17 приведены данные, сви­детельствующие о роли коэффициента поверх­ностного натяжения и краевого угла смачива­ния на эффективность извлечения нефти. Ин­тегрирующим показателем влияния молекуляр-но-поверхностных сил на динамику многофаз­ной фильтрации являются зависимости фазо­вых проницаемостей от насыщенностей фаз. Необходимо отметить, что экспериментальное определение фазовой проницаемое™ пара чрез­вычайно сложно, поэтому, как правило, прини­мается, что фазовая проницаемость пара близ­ка к фазовой проницаемости неконденсируе-мого газа при заданной температуре. Росг тем­пературы увеличивает фазовую проницаемость нефти до тех пор, пока вода не переходит в парообразное состояние, после чего изменяют­ся условия смачиваемости в пористой среде, а именно: пар, как и газ, в присутствии нефти является несмачивающей фазой, а нефть соот­ветственно смачивающей, что приводит к скач­кообразному изменению фазовых проницаемо­стей при переходе температуры через точку кипения. Особенно сильным этот эффект бу­дет в гидрофильном пласте, где вода является смачивающей фазой, а пар — несмачивающей.

ЗАПАСЫ НЕФТИ

К запасам нефти относятся масса нефти и природных битумов, а также конденсата на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям.

По степени подготовленности к разработке запасы нефти делятся на 4 категории; А, В, С, и С₂. Первые три составляют разведанные запасы, С₂ — предварительно оцененные. К категории А относятся запасы нефти залежи или ее части, разбуренной в соответствии с проектом разработки. Степень изученности ее по данным разведочного и эксплуатационного бурения обеспечивает полную характеристику залежи — ее тип, форму, размеры, эффективную нефте- (газо-) насыщенную толщину, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, состав и свойства нефти, а также режим работы залежи, пластовые давления, продуктивность скважин, дебиты скважин, гидро- и пьезопроводность и др.

К категории В относятся запасы нефти залежи или ее части, разбуренной в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной эксплуатации. Степень изученности ее по данным разведочного и эксплуатационного бурения обеспечивает характеристику типа, формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной толщины, типа коллектора и изменения его свойств, а также основных особенностей залежи, достаточных для составления проекта разработки.

К категории С, относятся запасы нефти залежи или ее части, разбуренной в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной эксплуатации. Степень изученности ее по данным разведочного и эксплуатационного бурения обеспечивает характеристику типа, формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной толщины, типа коллектора и изменения его свойств, а также основных особенностей залежи, достаточных для составления проекта разработки.

К категории С, относятся запасы нефти залежи или ее части, законченные разведкой, нефтегазоносность которой установлена получением промышленных притоков нефти и газа и положительными данными керна и ГИС в неопробованных скважинах. Изученность ее по данным разведочного и эксплуатационного бурения обеспечивает характеристику типа: формы и размеры залежи, условия залегания пластов-коллекторов, их состав, нефтенасыщенность, а также основных свойств залежи нефти в степени, достаточной для составления технологической схемы ее разработки.

К категории С₂ относят запасы нефти залежей или их частей, наличие которых выявлено в промежуточных и вышезалегающих, пройденных бурением неопробованных продуктивных пластах на разведанном или разрабатываемом месторождении по данным бурения, керна и ГИС. Режим залежей, коэффициенты вытеснения,n продуктивность скважин, пластовые давления и температура, гидро- и пьезопроводность принимаются по аналогии с выявленными залежами в тех же пластах соседних месторождений.

Все запасы нефти в пласте подразделяются на:

— запасы разведанные — количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанные по категориям А + В + С,. Мо­гут включать объемы нефти, которые можно получить путем применения вторичных и третичных методов эксплуатации;

— запасы балансовые геологические — общее количество полезного ископаемого в залежи;

— запасы эксплуатируемые — запасы нефти, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна;

— запасы балансовые извлекаемые — запасы нефти, которые могутбыть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды;

— запасы нефти потенциально возможные — сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых возможно применение соответствующих методов повышения нефтеотдачи, в том числе теплового воздействия, исходя из геолого-физических критериев его применения.

На некоторых месторождениях и залежах нефти возможно применение двух и более методов увеличения нефтеотдачи (в том числе газовых и физико-химических), вследствие чего эти месторождения и залежи будут входить в область возможного применения каждого из этих двух или более методов. В результате сумма потенциально возможных извлекаемых запасов для всех методов может быть больше общих рассматриваемых извлекаемых запасов. Величина потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может изменяться за счет совершенствования известных и создания новых технологий и уточнения геолого-физических критериев, а также за счет открытия новых и уточнения характеристик ранее известных запасов нефти:

— запасы нефти прогнозируемые — сумма запасов нефти тех месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых методов повышения нефтеотдачи, в т. ч. тепловых методов воздействия;

— запасы нефти активные — запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшем будущем;

— запасы нефти пассивные — балансовые запасы нефти на участках разрабатываемых месторождений, по тем или иным причинам (экономическим, технологическим) не вовлекаемые в разработку;

— запасы нефти текущие — запасы нефти любых категорий и групп, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытой нефти и газа;

— запасы нефти остаточные — балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения данным методом;

— запасы забалансовые — запасы нефти, разработка которых в настоящее время экономически не целесообразна или технически и технологически невозможна, но которые в дальнейшем могут быть переведены в категорию балансовых.

Состояние остаточных запасов нефти перед началом применения термических методов повышения нефтеотдачи — самая важная характеристика, точное значение которой необходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной оценки эффективности процесса.

Для каждого месторождения и залежи путем анализа и расчетов выбирается только один метод, который для данных условий имеет преимущество перед другими возможными методами. Это преимущество может обуславливаться технико-экономическими показателями применения метода, готовностью его к широкому промышленному применению, обеспеченностью его необходимыми материально-техническими средствами и другими условиями. Величина запасов, прогнозируемых для применения метода, меняется за счет совершенствования технологий реализации метода, изменения условий материально-технического снабжения, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов

Насыщенность пород нефтью и водой

От величины пористости и объема нефтесодержащих пород зависит наличие запасов нефти в залежи. Запасы существенно зависят от степени насыщения коллекторов нефтью, т. е. от коэффициента нефтенасыщения, т. к. не все поровое пространство в нефтеносных породах занято нефтью. Это зависит от наличия остаточной (связанной) воды и наличия свободного газа.

Коэффициент нефтенасыщенности — это отношение объема занятых нефтью открытых пор коллектора в пластовых условиях к общему объему пор:

,

где - коэффициент нефтенасыщенности; - объем нефти в образце породы; - объем пор того же образца.

Объемное содержание нефти в образце по­роды определяется расчетом по формуле:

где - вес образца породы до экстрагирования; - то же после экстрагирования и высушивания, следовательно, дает сумму весов нефти и воды в образце; - вес образца, помещенного в колбу аппарата Дина и Старка; - объем воды в образце породы, который был определен на аппарате Дина и Старка; - плотность нефти и воды соответственно.

Нефте- и водонасыщенность можно определять одновременно и на аппарате Закса.

Нефтенасыщенность — один из важных параметров, используемых при подсчете запасов нефти и проектировании разработки месторождения.

Прямое определение коэффициента нефтенасыщенности на керне представляет собой сложную задачу, поскольку при бурении скважины фильтрат промывочной жидкости проникает в поровое пространство керна, вытесняя из него нефть и пластовую воду. В связи с этим для определения коэффициента нефтеотдачи используются данные о водонасыщенности керна, полученного при бурении с использованием жидкости на нефтяной основе, и герметизации его после подъема на поверхность.

Коэффициент водонасыщенности — это отношение объема занятых водой открытых пор коллектора в пластовых условиях к объему пор этой же породы:

где - объем воды в образце породы; - объем пор того же образца.

Если предположить, что весь поровый объем коллектора заполнен лишь нефтью и водой, то справедливо соотношение:

где и - соответственно нефте- и водонасыщенность образца.

Среднее значение нефтенасыщенности ко­леблется в пределах от 65 до 94%.

Высокопроницаемые нефтяные терригенные пласты пористостью 24—27%, как правило, насыщены нефтью на 90—92%. Практически на всех месторождениях Западной Сибири и Западного Казахстана полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60—65%. Известны месторождения с начальной нефтенасыщенностью пластов 50—55% (Холмогорское, Зимняя Ставка и др.), при которой вместе с нефтью в скважины поступает вода.

Широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной поверхностью и распределением размера пор. Крупнозернистые высокопроницаемые кварцевые песчаники имеют удельную поверхность до 500—600 см²/см³ и узкий диапазон крупных пор, а слабопроницаемые и полимиктовые коллекторы — соответственно 30000—60000 см²/см³ и большую долю пор мелкого размера.

В зависимости от свойств коллектора количество остаточной воды может колебаться от 4 до 71% объема пор пласта. В трещиноватом коллекторе в связи с небольшой площадью поверхности трещин и незначительным проявлением капиллярных сил количество остаточной воды невелико и в природном коллекторе неф-тенасыщенность трещин приближается к 100%, а коэффициент нефтенасыщения — к единице. При оценке запасов нефти в трещинных карбонатных коллекторах условно принимают коэффициент нефтенасыщенности вторичных пор, равный 0,9.

Несмотря на то, что остаточная вода приводит к снижению коэффициента нефтенасыщенности, она существенно влияет на улучшение процесса разработки нефтяных месторождений и особенно при вытеснении нефти из коллектора нагнетаемыми агентами. Практика и лабо­раторные исследования показали, что нефтеотдача пласта при наличии в нем остаточной воды выше, чем при отсутствии ее. Между нефтью и остаточной водой (обволакивающей песчинки породы) снижается сопротивление при движении по сравнению с нефтью и самой породой, т. е. остаточная вода влияет на значение начального градиента давления при фильтрации высоковязких нефтей в пористой среде (уменьшает силы трения).

Нефтенасыщенность пластов и состояние остаточных запасов нефти перед началом применения термических методов увеличения нефтеотдачи — самая важная характеристика, точное значение которой необходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной оценки эффективности применяемых методов.

Для определения этой характеристики существует несколько способов, основанных на промысловых и геофизических исследованиях, на использовании фактических и расчетных данных.

Нефтенасыщенность остаточная

Доля открытых пор, занятых оставшейся в пласте нефтью после окончания его разработки, отнесенная к общему объему открытых пор, называется остаточной нефтенасыщенностью коллектора.

Остаточная нефтенасыщенность связана с нефтеотдачей пород-коллекторов соотношением:

где - нефтенасыщенность.

Остаточная нефтенасыщенность зависит от состава нефти, типа коллектора, запасов пластовой энергии, режима разработки месторождения. Величина ее используется для подсчета извлекаемых запасов нефти месторождения.

При разработке залежей высоковязких нефтей традиционными методами нефтеотдача может не превышать нескольких процентов геологических запасов, т. е. остаточная нефтенасыщенность может достигать 90% и более. Тепловые методы разработки ведут к значительному повышению нефтеотдачи пласта.

Об остаточной нефтенасыщенности можно судить и по степени насыщенности нефтью образца керна, поднятого из скважины, бурящейся с применением промывочной жидкости на водяной основе.

Степень выработки запасов

Отношение величины добытой нефти из залежи к величине извлекаемых запасов нефти представляет собой степень выработки запасов.

Установлены следующие величины предельной выработки начальных извлекаемых запасов при применении термических методов воздействия:

— при паротепловом воздействии и внутрипластовом горении —0,3 по существующим технологиям и 0,4 по перспективным улучшенным технологиям;

— при пароциклических обработках призабойных зон скважин —0,5.

Источники углеводородов нетрадиционные

К таким природным источникам запасов нефти относятся те, разработка которых по экономическим, технологическим и др. причинам не считается рентабельной при сложившихся ценах на нефть, а потому они не разрабатываются. К ним относятся малодебитные скопления нефти в плотных коллекторах, небольшие по запасам месторождения, залежи на глубине 10 и более км и т. д. А также углеводороды, представляющие остаточные запасы на известковых уже выработанных месторождениях. К таким источникам относятся и запасы тяжелых нефтей, извлечь которые можно лишь применяя термические методы добычи. Запасы таких углеводородов в мире огромны. Только на высоковязкую нефть в зарубежных странах приходится более 500 млрд. т.