ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Представления о формировании остаточных нефтей из "Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами" В ходе нагнетания значительного количества воды, имеющей различные физико-химические и микробиологические состав и свойства, нефть претерпевает изменения различного характера и глубины, которые могут существенным образом сказываться на процессе ее извлечения. Понимание характера и механизмов метаморфоз, происходящих с нефтью в процессе истощения запасов, позволяет предсказывать возможные последствия проводимых на месторождении геолого-технических мероприятий и свести до минимума негативные побочные эффекты. [c.30] Результаты исследований, проведенных разными исследователями, свидетельствуют о неоднозначности происходящих в пласте процессов преобразования нефти. В свою очередь, изменение свойств нефти следует принимать во внимание при выборе способов и методов разработки остаточных запасов [24]. [c.30] Казалось бы, результаты, приводимые разными авторами, противоречат друг другу, однако сушественную разницу в выводах можно объяснить. Во-первых, такой результат в промысловых условиях мог бы объясняться литологией залежи и условиями разработки [26]. Во-вторых, многие авторы не учитывают тот факт, что остаточная нефть различна по составу в зависимости от условий формирования, в связи с чем необходимо разделение остаточной нефти на адсорбированную и поровую (как это сделано в [41]). Следует отметить, что подавляюшее число исследований остаточной нефти проведено с применением инструментальных методов, таких как ИК-спектрометрия, газожидкостная и жидкостная хроматография, ЯМР-спектроскопия, которые дают качественную характеристику компонентов остаточной нефти. Дополнительным осложнением является значительная неоднородность характеристик пластовых флюидов и коллекторов. [c.31] Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, остающуюся в промытых зонах. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (больщой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода - нефть - закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. [c.32] В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода образует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 10... 15 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах. [c.32] что формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфапьтено-смолистых вешеств являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфагть-тенов и смол имеет принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы. [c.33] Специфичность свойств смолоасфальтеновых веществ (значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, склонность к межмолекулярному взаимодействию и ассоциации) привела к обособлению самостоятельного раздела химии нефти -химии высокомолекулярных соединений нефти [43-45]. [c.33] В [46] приводятся результаты лабораторных и исследований изменения содержания асфальтенов и смол после закачки СО2 применительно к условиям Радаевского месторождения. В эксперименте моделировался процесс вытеснения нефти через высоко- и низкопроницаемые натурные керны и определялось содержание смол и асфальтенов в добываемой нефти. Показатели процесса вытеснения нефти водой и оторочками СО2, а также состав вытесненной нефти приведены в табл. 2.1. [c.33] Как видно из данных табл. 2.1, состав нефти, вытесненной в безводный период из обеих пористых сред, практически совпадает с составом исходной нефти. Таким образом, можно заключить, что в первоначальный период вытесняется капиллярно удерживаемая нефть из гидрофильного порового пространства. [c.33] Сравнение исходной нефти с вытесненной в водный период показывает, что содержание асфальтенов в вытесненной и исходной нефти практически одинаково. В то же время содержание смол в вытесненной нефти в водный период по сравнению с исходной значительно снижается, в то время как растет содержание парафиновой и нафтеновой фракций. [c.33] Полученные данные свидетельствуют о преимущественной адсорбции на породе смолистых компонентов нефти, приводящей к образованию на твердой поверхности высоковязкой нефтяной пленки, не отмываемой при обычном заводнении. [c.35] Содержание асфальтенов и смол в нефти, оставшейся в высокопроницаемой пористой среде, почти такое же, как в исходной нефти. Это говорит о практически полном разрушении и отмыве пленочной нефти. В то же время эти результаты показывают отсутствие какого-либо заметного влияния воды и СО2 на нефть, содержащуюся в тупиковых порах. С другой стороны, значительное увеличение содержания тяжелых компонентов в остаточной нефти низкопроницаемой модели пласта и большая остаточная нефтенасыщенность свидетельствуют, что в данном случае не происходит разрыва пленочной нефти. Действие касательных сил, возникающих при движении потока воды и СО2, позволяет лишь несколько уменьшить толщину нефтяной пленки. [c.35] Выводы, сделанные в [46], подтверждаются промысловыми данными. В табл. 2.2 приведены результаты анализа нефтей двух скважин Сергеевского месторождения до и после закачки СО2. Проведенные эксперименты показали, что сформированная после заводнения остаточная нефть в гидрофобных или промежуточных по смачиваемости пластах обогащена тяжелыми асфальтено-смолистыми компонентами. [c.35] Необходимо отметить, что в процессе разработки месторождений с гидрофильными коллекторами также происходит постепенное увеличение количества тяжелых компонентов в нефти. Проведенные авторами [20] исследования более 120 проб нефти пласта ВСю Усть-Балыкского, Южно-Сургутского и Мамонтовского месторождений показали, что за период с момента ввода в разработку (начало 70-х годов) и до настоящего времени содержание асфальтенов и смол в нефти заметно увеличилось (рис. 2.1 - 2.3). [c.35] Как видно из рис. 2.1, динамика изменения содержания наиболее сорбционно-активных компонентов - асфальтенов - во многом повторяет динамику роста обводненности продукции. Содержание смол в нефти начинает увеличиваться с 1984 г., что соответствует началу второго периода быстрого роста обводненности (см. рис. [c.37] Такое изменение состава высокомолекулярных компонентов нефти влияет на ее коллоидную структуру и реологические характеристики, что сказывается на значении коэффициента вытеснения. Последствия роста концентрации асфальтенов и смол преимущественно негативны из-за усиления адсорбции, увеличения плотности и вязкости. С увеличением содержания полярных компонентов часто наблюдается гидрофобизация поверхности породы в гидрофильных коллекторах [20, 47], выражающаяся в переходе капиллярно-защемленной нефти в пленочную и смене режима вытеснения. [c.37] Концентрирование в остаточной нефти тяжелых и полярных компонентов вызвано не только процессами массообмена (диффузия, адсорбция), но и химическими реакциями между компонентами нефти, породы и закачиваемых флюидов. Так, в работах [31-33] изучались процессы окисления нефти при закачке воды, содержащей кислород. Пользуясь методом ИК-спектрометрии, авторы обнаружили в остаточной нефти, полученной путем экстракции из натурного керна, полосу поглощения при 1728 см , характерную для кислородсодержащих соединений (карбонильная группа). При этом оказалось, что в добываемой нефти эта полоса поглощения отсутствует. Кроме того, было показано увеличение в остаточной нефти содержания ароматических соединений. [c.38] Изучая влияние разных факторов на состав остаточной нефти, авторы [31-33] пришли к нескольким важным выводам. Во-первых, благодаря длительному времени контакта флюидов в пласте, происходит заметное окисление компонентов нефти. Во-вторых, глубина окисления падает с увеличением концентрации асфальтенов. Это можно объяснить, в первую очередь, ингибирующей способностью свободных радикалов, которые, согласно современным представлениям о строении смолоасфальтеновых веществ [43], образуют ядра дисперсных частиц асфальтенов. Авторами было установлено также, что степень окисления компонентов нефти растет с уменьшением минерализации воды. [c.38] Вернуться к основной статье