Виды остаточной нефти и механизмы их образования

1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть.

Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.

Рассмотрим свойства этого типа нефти.

Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.

Ей количество зависит от:

структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.

Разветвлённость характеризуется

координационным числом.

Для разветвлённости такого типа характерно бимодальное распределение.

% встр.

r_к r_п r

Если r_п>>r_к, часть нефти остаётся в порах.

Так для Волго-Уральской области на одну пору приходятся 3-4 капилляра, а на месторождениях Сибири весьма неблагоприятное координационное число составляет ~30-50, т.е. на одну пору приходится до 50 капилляров.

разницы между d_к и d_п; d_к

Эти диаметры иначе называются

медианными диаметрами.

d_п

Снова рассмотрев бимодальное распределение, можно сделать вспомогательный вывод, приводящий к тому что чем больше разница медианных диаметров, тем сильнее проявляются эффекты защемления. Значит, даже в пластах, имеющих большую проницаемость, но сложное строение внутрипорового пространства, коэффициент нефтеизвлечения будет маленький.

смачиваемости.

Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.

Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:

Þ Распределение количества ганглий по размерам;

Кол-во

капель

%

размер

Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.

Þ Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DР_к/DР_г).

Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:

%

Стрелка указывает на увеличение

grаd(Р_г)

grаd(Р_г)

d, мкм

В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.

DР_к/DР_г~N_еа

Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (N_еа).

В зависимости от N_еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:

S_оr

I II III

N_еа

Чем больше удельная поверхность и чем больше коэффициент глинистости, тем больше проявляются адсорбционные свойства пласта. Поэтому, часть внутрипоровой поверхности занята плёнкой воды, а часть – адсорбированными смоло-асфальтенами.

Смоло-асфальтены

Эти компоненты прочно удерживаются силами поверхностного взаимодействия.

Адсорбированная нефть является неподвижной при любых гидродинамических условиях и, в отличие от капиллярно-защемлённой, обладает и другими свойствами:

1. повышенной плотностью по отношению к исходной;

2. химическим составом, отличным от исходного (~100% смоло-асфальтены);

3. свойства на границе раздела фаз отличаются существенно, т.к. меняется вязкость.

Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных от 0°, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее.

В обычных месторождениях такой нефти немного 5-15%, но есть объекты, в которых она присутствует в больших количествах, например, если месторождение подверглось разрушению. Т.е. покрышка разрушилась, лёгкие углеводороды улетучились, а тяжёлые адсорбировались, а затем покрышка снова восстановилась.

Так возникают битумные залежи – промышленные объекты, которые могут быть разработаны. Свойства нефти таких залежей близки к свойствам адсорбированной нефти. Такую адсорбированную нефть мы можем извлечь только с помощью сильных химических растворителей (реагентов).

Профессор Колбыч предсказал, что к 2020 г. простые запасы станут не основным источником, а их место по важности займут газогидраты, битумы, высоковязкие нефти.

Адсорбированные, тяжёлые углеводороды могут содержаться и в газовых залежах (до 30%), в таких как Астраханское, Ухтельское и другие месторождения.

3) Следующий вид остаточной нефти – плёночное остаточное нефтенасыщение.

Адсорбированные

углеводороды

Адсорбированная поверхность – гидрофобная поверхность, т.е. она хорошо смачивает углеводородную фазу (в частности нефть) и образует плёнку. Плёнка покрывает эту самую поверхность, образуя переходные зоны, с отсутствием промытых зон. В процессе вытеснения плёнка истончается, вытягиваясь в нить.

Зависимость объёма прокачанных пор от нефтенасыщения выглядит следующим образом:

S_оr

5000 V_п

Остаточное нефтенасыщение не достигается, т.к. хотя плёнка истончается, но продолжает вытесняться и вытягиваться.

С точки зрения заводнения, наличие плёночной нефти – отрицательный факт. Обычно заводнение проводится до 2-3 поровых объёмов, а приемлемо минимальное значение остаточной нефтенасыщенности не достигается и при величина в 5000 поровых объёмов.

Для доизвлечения плёночной нефти можно использовать химические реагенты, изменять смачиваемость, закачивать неполярные жидкости.

Плёночная остаточная нефть в основном присутствует в пластах со смешанной смачиваемостью.

4) Остаточная нефть тупиковых и микронеоднородных пор.

v, %

 

 

r, мкм

 

Распределение пор по размерам имеет характерный двугорбый вид.

 

Чем больше величина 1, тем ближе пора к тупиковой. Т.к. когда капилляры становятся малого диаметра – пора становится тупиковой.

 

 

 

Нефть не может быть вытеснена из тупиковых пор гидродинамическим перепадом давления. Это связано с процессами эпигенеза [6]: изначально проточная пора закупоривается и становится непроточной (тупиковой).

нефть

 

 

вода

 

С точки зрения добычи нефти, подобная ситуация – самая неприятная, т.к. нет способа воздействия на эту нефть: например, если закачивать химические компоненты, то они просто пройдут мимо, лишь чуть затронув горлышко.

А положение с таким видом пор и соответственно нефти характерно для Западной Сибири, где отношение d_к/d_п больше 50.

Канадский учёный Саллатиэл вывел следующую зависимость Е(d_к/d_п):

Е,%

 

d_к/d_п

Е – коэффициент вытеснения остаточной нефти в процентах, которую мы можем вытеснить любым методом.

Для западной Сибири величина Е может достигать 30-40%.

 

Если мы посмотрим в микроскоп, то увидим, что:

 

 

Мелкие капилляры

 

Выщелачивание и иные явления выявляют в поре маленькие капилляры.

 

 

Но есть новый способ, который может дать возможность довытеснения нефти из тупиковых пор – воздействие упругими колебаниями. Во-первых, при этом одна часть нефти протолкнётся, к тому же низкочастотные колебания могут генерировать иные, например, ультразвуковые, частоты (см. доминантные), что позволит изменить давление насыщения нефти газом, и газ будет вытеснять нефть из ловушек. Учёные утверждают, что в результате нефтеотдача повышается на 30%.

Газ вытесняет нефть

в режиме растворённого газа.

 

Как правило, в таких классических объектах, как Хаси-Мисао, Волго-Уральская область, с ростом проницаемости, количество тупиковых пор снижается. Но существуют преобразованные коллектора, где даже при большой проницаемости много тупиковых пор (это, например, Таллиннское, Самотлор и другие).

 

5) Остаточная нефть, образовавшаяся в результате неустойчивого процесса вытеснения.

Остаточная нефть неустойчива к процессам вытеснения при закачке воды.

Фронт вытеснения

При определённом соотношении вязкостей m_в и m_н начинают происходить нежелательные явления.

Так, если вязкость нефти превышает вязкости воды в 50 раз, т.е. m_н~50×m_в, то образуются «прорывные пальцы». Вода прорывается вперёд, а нефть остаётся по бокам. Картина при этом следующая:

Таким образом могут возникать древовидные структуры:

не вытесненная нефть

вода

Неустойчивое вытеснение происходит по зонам неоднородности. Такой прорыв характерен для высоковязких нефтей, но может проявляться и при вытеснении маловязкой нефти газом.