Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Стр.

Введение……………………………………………………………………………4

1 Влияние капиллярных  эффектов на расположение залежей углеводородов………………………………………………………………….…..5

1.1 Смачиваемость пород - коллекторов…………………………………….…...6

1.2 Капиллярное давление………………………………………………………..12

1.3 Взаимодействие сил  в процессе нефтегазонакопления в гидрофильных и гидрофобных породах – коллекторах……………………………...……….……13

1.4 Аккумуляция залежей углеводородов капиллярными барьерами первого рода…………………………………………………………………………………15

1.5 Стабилизация углеводородных скоплений капиллярными барьерами второго рода…………………………………………………………………..….18

2 Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров……………………………………………………….….21

Выводы и рекомендации…………………………………………………….…..26

Библиография…………………………………………………………………….27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

В последние годы поисково-разведочные  и промысловые объекты, с которыми приходится иметь дело геологам и  разработчикам, всё более усложняются. На основе общепринятого традиционного  комплекса аспектов изучения месторождений нефти и газа и существующего набора измеряемых параметров не всегда удаётся понять природу и строение месторождения. Для решения этой проблемы необходимо расширить комплекс изучаемых аспектов и измеряемых параметров, которые позволят раскрыть природу нефтяных месторождений. В связи с этим, имеет место рассмотрение таких понятий, как капиллярные и гравитационные силы. Большинство современных нефтяных и газовых залежей, в отличие от прежних объектов, приурочены к относительно мелкопоровым коллекторам, где существенная роль в распределении воды, нефти и газа принадлежит различным капиллярным явлениям. Объяснить строение некоторых  залежей нефти и газа с позиции антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления не всегда представляется возможным. Поэтому, изучение капиллярных характеристик пласта, а также таких понятий, как смачиваемость пород и капиллярные барьеры, является актуальным.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНЫХ ЭФФЕКТОВ НА РАСПОЛОЖЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Известно, что природные нефтегазоносные  резервуары представляют собой поровые  многофазные гетерогенные системы  с изменчивыми во времени и  пространстве свойствами. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении  воды, нефти и газа в природных  резервуарах принадлежит различным  капиллярным силам, действующим  в самых разнообразных геологических  условиях.

В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов.

Тем не менее, следует отметить, что  антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с высокими геолого-физическими характеристиками. В наше время на долю геологов-промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими характеристиками. Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа.

Ю.Я.Большаковым [1] было рассмотрено взаимодействие капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа. В результате был выделен тип нетрадиционных капиллярно-экранированных залежей нефти и газа, подразделенный на три класса: гидрофильный, гидрофобный и смешанный. Также были намечены пути их поисков. Однако, всякая залежь нефти или газа, в том числе и залежь классического антиклинального типа, находится в сфере действия капиллярных и гравитационных сил, поскольку содержится в поровой многофазной среде, подверженной гравитационному воздействию.

Основными параметрами, определяющими  действие капиллярных эффектов на распределение  в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление.

 

1. Смачиваемость пород- коллекторов

Одно из наиболее важных свойств породы, влияющих на характер распределения в ней воды, нефти  и газа – ее смачиваемость. Вопрос о смачиваемости пористых сред при насыщенности их жидкостью или газом или двумя несмешивающимися жидкостями, такими как нефть и вода, теоретически и экспериментально разработан недостаточно полно, хотя и является одним из важных, касающихся течения воды, нефти и газа как в высоко-, так и в низкопроницаемых породах. Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценить характер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы) как в период нефтегазонакопления. К сожалению, этому параметру нефтегазоносного пласта не всегда придается должное внимание при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Гидрофильность или гидрофобность поверхности поровых каналов определяют знаки капиллярных давлений в контактирующих водной и углеводородной фазах, т. е. направленность действия капиллярной энергии. В связи с тем, что основным методом разработки нефтяных месторождений продолжает являться заводнение вопрос о смачиваемости пород-коллекторов является весьма актуальным. Дело в том, что вода попадая в гидрофильный коллектор и смачивая его поверхность, вытесняет нефть как из крупных, так и из мелких пор и трещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины.

Экспериментально установлено, что при близких значениях  пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного не более 5%. Кроме того, от характера смачиваемости зависит форма водонефтяного и газоводяного контактов, высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефте- и водонасыщенность в поровом пространстве пласта, а следовательно запасы нефти и газа. Существенное влияние смачиваемость оказывает на электрические свойства пласта, так как контролирует распределение в коллекторе пластовой воды и углеводородов, обладающих резко различной электропроводностью. В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всей поверхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы. В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в виде изолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данном случае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствие прерывистости ее распространения. В общем, смачиваемость определяют как тенденцию одного флюида прилипать к поверхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора в присутствии других несмешивающихся флюидов, т. е. флюидов имеющих между собой поверхность раздела, охарактеризованную тем или иным межфазным натяжением. Теоретически смачиваемость на границе воды и нефти (газа) определяется наступающим контактным углом смачивания. Для гидрофильных пород он не превышает 90⁰ и обычно равен 30⁰, тогда как для гидрофобных составляет более 90⁰. В связи с особенностями смачиваемости горных пород, наличием их разностей, одинаково взаимодействующих с пластовой водой и нефтью, а также сложностью установления точного раздела между гидрофильными и гидрофобными кернами средствами существующих методик, в нефтегазовой геологии выделяют класс горных пород с промежуточной смачиваемостью. Таким образом, в нефтегазовой геологии к классу гидрофильных отнесены породы с контактными углами, изменяющимися в диапазоне 0-75⁰. У пород с промежуточной смачиваемостью краевой угол составляет 75-105⁰. Контактный угол 105-180⁰ принят в качеств признака гидрофобности породы. Однако следует отметить, что равный 180⁰, он должен характеризовать породу абсолютно несмачиваемую. В реальных условиях вряд ли возможно полное отсутствие взаимодействия между соприкасающимися фазами. К тому же случаи, когда краевые углы на контактах различных фаз превышали бы 155⁰, не известны. Вместе с этим необходимо помнить, что в понятие «гидрофильность-гидрофобность» горной породы внесена доля условности. При этом под гидрофобной подразумевают горную породу, которая нефтью смачивается предпочтительнее, чем водой, но это вовсе не значит, что она ни в коей мере не предрасположена смачиваться водой. В то же время понятие гидрофильность не означает полного несмачивания ее нефтью.

На рисунке 1.1 представлены различные случаи избирательного смачивания

 

а – гидрофильная поверхность; б – гидрофобная поверхность; в – поверхность с нейтральной смачиваемостью.

Рисунок 1.1 – Различные  случаи избирательного смачивания.

Среди исследователей нет  единого мнения относительно природы  смачивающих свойств горных пород. Тем не менее, большинство из них  сходятся в представлениях о том, что мера гидрофильности или гидрофобности горной породы зависит от его минерального состава, качества поверхности зерен, электрического заряда, а также от свойств насыщающей ее жидкости или газовой фазы. Установлено, что в общем степень гидрофильности пород уменьшается от кварцевых песчаников к карбонатным породам. Среди геологов-нефтяников существует мнение, что песчаные и глинистые породы в подавляющем большинстве являются гидрофильными, а поверхности карбонатных пород в равной мере или чаще имеют гидрофобные свойства. По данным различных исследователей в карбонатных породах доля гидрофобных разностей достигает 50-75 %. Однако, вопреки суммарному представлению геологов-нефтяников в последние годы установлено, что и среди песчаных пород существенную долю (до 40 %) составляют гидрофобные разности. В данном случае важное значение имеет вопрос вторичности-первичности гидрофобных свойств поверхности емкостного пространства природных резервуаров.

Как известно, у большей  части осадочных пород минералами, обуславливающими их свойства, являются кварц и минералы глин. Количественные соотношения этих составляющих определяют не только тип породы и ее физико-механические характеристики, но также физико-химические свойства. Кварц в обычных условиях представляет собой минерал с повышенной гидрофильностью и от его концентрации в породе зависит ее смачиваемость. В значительной мере именно поэтому среди песчаных пород орогенных формаций, где содержание кварца низкое или он отсутствует вовсе, первично гидрофобные разности встречаются чаще, чем на платформах.

Вторичная гидрофобность  песчаных и карбонатных пород, представляющая известное явление, обусловлена  разнообразными причинами, в том  числе в значительной мере взаимодействием  их с углеводородами при определенных пластовых условиях. Казалось бы, что  вода, насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных пород, будучи по отношению к ним в сравнении  с нефтью первичной, занимает положение  лучше смачивающей фазы и нефть  в поровом пространстве и трещинах отделена от поверхности породы пленкой  связанной воды. На основе такого умозаключения  в начальные этапы развития нефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносные  резервуары относили к классу гидрофильных.  Затем, было установлено, что несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхности емкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характер поверхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытесняя  ее из активных центров адсорбции, и адсорбироваться на поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачивания увеличивается, и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью, чем водой. Экспериментально установлено, что углеводородный газ, пропущенный через гидрофильные песчаники, также гидрофобизирует поверхность емкостного пространства. В связи с этим недопустимо при разработке газо-нефтяной залежи позволять нефти перемещаться в пространство, которое было прежде занято газовой шапкой. Иначе значительная часть нефти будет безвозвратно потеряна, вследствие  ее адсорбции на поверхности пор и трещин.

По данным американских исследователей песчаные породы, содержащие углистые включения обладают низкой степенью гидрофильности или являются даже гидрофобными вследствие диффузии органических соединений от частиц детритного угля и их адсорбции в период диагенеза.

Кроме того, выделяют песчаные коллектора со смешанной смачиваемостью, в которых поверхности мелких пор характеризуются гидрофильными, а поверхности крупных гидрофобными свойствами. При этом считают, что нефть, заняв в первоначально гидрофильном коллекторе только крупные поры, со временем их гидрофобизирует, тогда как относительно мелкие поры, занятые пластовой водой, остаются гидрофильными. Однако присутствие нефти в коллекторе не всегда приводит к гидрофобизации его поверхности. Для гидрофобизации первично гидрофильных пород кроме насыщенности их нефтью необходимы дополнительные условия. Экспериментально установлено, что кварцевые песчаники с повышенной первичной гидрофильностью при насыщении их нефтью и нагреве до температуры 110⁰С и выше, но не превышающей температуру отжига органических веществ, становятся гидрофобными. С результатами данного эксперимента согласуется то, что продуктивные кварцевые песчаники шеркалинской свиты юры уникального Талинского месторождения нефти, открытого в Западной Сибири характеризуются не только гидрофильными, но в значительной мере гидрофобными или нейтральными по отношению к воде и нефти свойствами. Современные пластовые температуры в продуктивной части юры этого месторождения составляют от 80 до 140⁰С. Очевидно, что в геологическом прошлом, в частности, в период формирования нефтяных залежей пластовые температуры здесь имели еще большие значения. В связи с присутствием в продуктивной толще Талинского месторождения гидрофобных разностей коллекторов поучительно рассмотреть историю его разработки, которая осуществляется с применением внутриконтурного заводнения. Продуктивный горизонт шеркалинской свиты юры Талинского месторождения представлен песчано-гравийными породами с резко изменчивыми свойствами и составом. Эффективная толщина достигает 30 м. В подошвенной части горизонта развиты породы с очень крупными порами и даже кавернами, диаметр которых достигает нескольких миллиметров. Диапазон изменения отметок ВНК по территории залежи достигает нескольких десятков метров. В ряде скважин (4, 144 и др.) с абсолютных отметок превышающих достоверно установленный в соседних скважинах ВНК получены притоки пластовой воды. Опытно промышленная эксплуатация Талинского месторождения началась в 1981 году. На первом этапе разработки нефть с водой поступала только из 18,7 % скважин. Затем это число возросло до 33,9 %. Среднее по месторождению время подхода воды к эксплуатационной скважине составляло 239 суток. В отдельных скважинах период получения безводной нефти был исключительно короток, что свидетельствует о «кинжальном» прорыве воды через наиболее крупные поровые каналы и трещины.