Диссертация (1172975), страница 11
Текст из файла (страница 11)
Воды сеноманскогогоризонта имеют низкую минерализацию, нефть ПК содержит активныенафтеновые кислоты, являющихся ПАВ. Важно рассмотреть взаимодействиепородыпластовПКсминерализованнойводойиактивнойнефтью.Первоначально в исследовании было проведено сопоставление проницаемостеймоделей пласта по газу, минерализованной воде и нефти при различныхнефтенасыщенностях. Данные таблицы 3.7, показывают, что проницаемость поводе (при 100 % водонасыщенности) значительно ниже проницаемости по газу (в682,67–3,51 раза для разных объектов ПК), что указывает на набухание глинистыхкомпонентов породы при контакте с моделями минерализованных пластовых вод.Диспергированияглинистыхчастицприфильтрациислабоминерализованной пластовой воды не было обнаружено.Проницаемостипонефтимоделейпластаприостаточнойводонасыщенности выше проницаемости моделей пласта по воде (при 100 %водонасыщенности) в среднем в 2,65–3,71 раза (таблица 3.7).
Таким образом,активная нефть пластов ПК, замещая часть воды, изменяет свойства пористыхсред из породы ПК в случае всех изученных образцов породы и нефти. Вероятнонефть пластов ПК, содержащая нафтеновые кислоты (ПАВ), гидрофобизуетглинистыекомпонентыпороды,чтоуменьшаетстепень ихнабухания.Проницаемости моделей пласта по газу и по нефти с остаточной водой достаточноблизки (таблица 3.7). Для моделей пласта из второй партии керна Русскогоместорождения проницаемости по нефти ниже проницаемости по газу в среднем в1,32–1,33 раза, а для моделей пласта из керна Ваньеганского и первой партиикерна Русского месторождений проницаемость моделей пласта по нефти приостаточной водонасыщенности даже выше проницаемости по газу несмотря наналичие в пористой среде остаточной воды.
Следовательно, нафтеновая нефтьможет подавить набухание глины породы пластов ПК.Проведенный экспериментальный анализ показал, что в системе «нефть –порода – минерализованная вода» протекают физико-химические процессы,влияющие на структуру и фильтрационно-емкостные характеристики пористойсреды (моделей пласта). Набухание глинистых компонентов породы пластов ПКпроисходитнетольковдистиллированнойводе(глава4),ноивминерализованной воде. Насыщение моделей пласта ПК нефтью уменьшаетстепеньнабуханияглинистыхкомпонентовпороды.Привысокойнефтенасыщенности (начальная нефтенасыщенность) набухание глинистыхкомпонентов минимально, т.к. подавляется нафтеновыми кислотами.Сопоставление проницаемостей моделей пласта для разных флюидов непозволяет количественно охарактеризовать «степень заглинизированности»69породы.
Породы пласта ПК чувствительны к воздействиям и должны зависеть отпредыстории керна (технологии отбора керна, условий хранения и обработкикерна, т.п.).Главный вывод исследования: породу пластов ПК и модели пластов ПКнельзя рассматривать как инертную матрицу, структура и фильтрационноемкостные характеристики которой не зависят от насыщенности и свойствфлюидов.70Таблица 3.7 - Характеристика моделей пластов ПК различных месторожденийОбъектНомерПроницаемость, мкм²НачальнаяопытаПоПо водеПо нефтинефтенасыщгазу(Кв)(Кн)енность, %Длина, смКг/КвКн/КвКг/Кн(Кг)1 (Вань-11,50,408-33,039,53,68--Еганское21,20,371-6439,53,23--место-31,380,4261,5373,739,53,243,590,90рождение)51,150,403-034,52,85--41,280,391,336739,53,283,410,9681,650,4541,8871,539,53,634,140,883,323,710,91Среднее значение2 (Русское 222,891,05-034,52,75--место-292,610,9863,3486,034,52,653,390,78рождение)252,440,9162,4386,334,52,662,651,00232,661,012,8486,634,52,632,810,942,672,950,91Среднее значение71Продолжение таблицы 3.72 (второй 73,171,152,8387,034,52,762,761,12образец83,631,202,5059,639,53,033,031,45керна)92,611,031,8664,034,52,532,531,402,772,771,32Среднее значение3.481,230,3681,0271,334,53,3542,771,21(Тазовское 490,9860,2630,67466,439,53,742,561,46место-471,190,3440,90372,334,53,462,631,32рождение)Среднее значение3,512,651,3372Таблица 3.8 - Исследование вытеснения нефти водой из моделей пласта Тазовского месторожденияНомеропытаПроницаемость, мкм2По воде21Погазу1,310,327Понефти *1,14271,000,1522,39Начальнаянефтенасы-щенность,%Объемзакачкиводы,п.о.Коэффициентвытеснениянефти, %Остаточнаянефтенасыщенность,%Проницаемость поводе приостаточнойнефтенасыщенности,мкм2Преобладающийтипсмачиваемостипороды80,25,4824,360,70,83Гидрофобный70,55,3557,929,90,176Промежуточныйи гидрофильный321,370,5500,96364,74,4464,5230,08280,8570,1301,94495,7661,818,90,03Примечание: * - с остаточной водой.733.3 Экспериментальная оценка эффективности заводнения при добычевязкой нефти пластов ПК (результаты опытов сравнения)Воды сеноманского горизонта имеют низкую минерализацию, а нефтьсодержит активные нафтеновые кислоты, являющихся ПАВ.
В качествеинструмента для оценки взаимодействия воды, нефти и породы ПК была выбранафильтрационная методика – исследование вытеснения нефти водой, т.е.моделирование заводнения, являющегося основным методом добычи нефти встране.Результатыэкспериментовповытеснениювязкойнефтиминерализованной водой приведены в таблице 3.8. Полученные данныепозволили получить данные для сравнения, т.к. заводнение является стандартнымметодом добычи нефти.Экспериментальный анализ показал, что в системе «нефть – порода –минерализованная вода» протекают физико-химические процессы, влияющие наструктуру и фильтрационно-емкостные характеристики пористой среды моделейпласта: значительное набухание глинистых компонентов породы пластов ПКпроисходитнетольковдистиллированнойводе(глава4),ноивминерализованной воде.
Оценку влияния нефти и воды на смачиваемость породыпласта ПК проводили по степени вытеснения нефти водой и по проницаемостимоделей пласта для воды при остаточной нефти (рисунок 3.7). Обнаружено: Свойства породы пласта ПК зависят от нефтенасыщенности, что, повидимому, связано со свойствами нефти и породы коллектора. Увеличениенефтенасыщенностименяетсмачиваемостьпородыколлектора с гидрофильной на гидрофобную, что проявляется в изменениикоэффициента вытеснения нефти.
Смена смачиваемости породы спреимущественно гидрофильной на гидрофобнуюначальной нефтенасыщенности около 75 %.происходит при74 Гидрофобизация глинистых компонентов уменьшают степень набухания,т.е. нефть пластов ПК является природным ингибитором набуханияглинистых минералов породы коллектора.700,90,7500,6400,5300,40,3200,2Проницаемость по воде (с остатчонойнефтнасыщенностью), мкм2Коэффициент вытеснения нефти и остаточнаянефтенасыщенность, %0,860Коэффициентвытеснения нефти, %Остаточнаянефтнасыщенность, %Проницаемость по водепри остаточнойнефтнасыщенности, %100,100405060708090Начальная нефтенасыщенность, %Рисунок 3.7 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой, остаточнойнефтенасыщенностиипроницаемостиповоде(приостаточнойнефтенасыщенности) от начальной нефтенасыщенности моделей пластаДанные, представленные на рисунке 3.7, показывают, что увеличениеначальной нефтенасыщенности более 75% приводит к резкому уменьшениюкоэффициента вытеснения нефти водой, что типично для вытеснении нефти водойпри переходе от гидрофильной к гидрофобной пористой среде.
Одновременноувеличивается остаточная нефтенасыщенность, что также типично. При ростеостаточной нефтенасыщенности увеличивается проницаемость по воде, повидимому, остаточная нефть пропитывает пористые частицы породы, чтоприводит к уменьшению степени ее набухания. Последнее приводит кувеличению проницаемости для воды.Таким образом, сложное поведение в системе «нефть-вода-порода»приводит к тому, что разработка эффективного способа добычи нефти пластов ПКвозможна только с привлечением коллоидно-химических подходов.753.4 Исследование реологических свойств нефти пластов ПКВысокая вязкость нефти пластов ПК (особенно при температурах ниже 10оС) является проблемой при ее добыче и транспорте.
Были рассмотрены свойствадвух образцов дегазированной нефти с минимальной и максимальной вязкостью(Тазовского и Русского месторождений).Данныетаблицы3.9показывают,чтоисследованныеобразцыдегазированной нефти имеют в основном ньютоновские свойства, т.е. припластовых температурах их вязкость практически не зависит от условий течения.По-видимому, причина этого связана с тем, что нефти состоят из достаточнотяжелых углеводородов, но не образуют заметной концентрации агрегатов сучастием веществ АСПО.Основная проблема добычи и транспорта нефти связана с повышениемвязкости при разгазировании нефти и при ее охлаждении в поверхностныхусловиях.
Данные рисунка 3.8 показывают, что при добыче и транспортедегазированной нефти снизить вязкость нефти можно за счет разбавления(смешения) с газовым конденсатом, избыточные ресурсы которого имеются насевере Западной Сибири. Исследование также проводили на примере нефти смаксимальной и минимальной вязкостью из исследованных образцов нефти ПК.Данные результаты были использованы при разработке метода добычи нефти ПК.Таблица 3.9 - Вязкость дегазированной нефти при разных скоростях сдвига припластовых температурахСкорость сдвига, 1/3Русское месторождениеТазовское месторождение(20 оС)(30 оС)Вязкость, мПа*с3580,1119,710573119,850569,5119,4100570,2119,476Продолжение таблицы 3.9569,1119,3400567,8119,2Вязкость (мПа*с) при скорости сдвига 400 1/с2006005004003002001000020406080100120Содержание стабильного газового конденсата,мас.%Рисунок 3.8 - Влияние стабильного конденсата на вязкость дегазированной нефтиРусского (синяя кривая) и Тазовского (красная кривая) месторожденийВывод по главе 3Решить проблемы добычи и транспорта вязкой нефти пластов ПК можно засчет разбавления ее газовым конденсатом, значительные ресурсы которогоимеются на севере Западной Сибири.77Глава 4 Экспериментальное моделирование паротеплового воздействия нанефть и породу пласта ПК1Тепловые методы рассматриваются в России в первую очередь при добычезапасов вязкой нефти, рассматриваются они и в случае пластов ПК.
Однако вусловиях нефтегазовых месторождений сеноманского горизонта применение ихможет встретить большие трудности. Нефтяные оторочки имеют малую толщину,а газовая оторочка часто значительна. Месторождения с пластами ПК находятсяна Севере Западной Сибири и в интервале разреза имеются значительные слоимноголетних мерзлотных пород (толщиной около 400-500 м), растеплениекоторых может привести к авариям.Однако, несмотря на указанные трудности тепловые методы добычи вязкойнефти обычно рассматриваются специалистами в первую очередь.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
