О механизме структурной перестройки нефтей в поровом объеме пород-коллекторов

Раздел 3

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 553.98.061.4

А.А. Злобин, И.Р. Юшков

Пермский государственный технический университет

О МЕХАНИЗМЕ СТРУКТУРНОЙ ПЕРЕСТРОЙКИ НЕФТЕЙ В ПОРОВОМ ОБЪЕМЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

В процессе экспериментальных исследований установлено, что при помещении различных нефтей в поровый микрообъем происходит закономерное изменение микроструктуры жидкости -увеличение энергии активации протонов нефти. При этом остаточная водонасыщенность пород выполняет роль естественного экрана, снижающего эффект объемного структурирования нефти. Слой остаточной нефтенасыщенности, по сравнению с начальной, обладает более высокой степенью перестройки микроструктуры жидкости.

Данная работа продолжает экспериментальные исследования структу-рообразования нефтяных дисперсных систем (НДС) [1,2]. В предлагаемой статье рассматриваются структурные изменения реальных нефтей непосредственно в поровом пространстве пород-коллекторов. До сих пор такие работы не проводились. Это направление исследований имеет, несомненно, большой научный и практический интерес в связи с проблемами остаточных запасов и разработкой новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

В процессе проведенных ранее исследований [1,2] было показано, что энергия активации Еа является достаточно чувствительным и точным молекулярным параметром, отражающим текущую структуру НДС. Энергия активационного порога Еа задает характерную микроструктурную упорядоченность нефтяной коллоидной системы. В реальных углеводородах нефтей величина Еа определяется средней энергией межмолекулярных взаимодействий (ММВ) и по сути является универсальной физической константой жидкости, такой как, например, размер молекул, длина химической связи и т.п., которая не зависит от температуры, типа аппаратуры и условий эксперимента. Важно отметить, что константа Еа отвечает за проявление основных макросвойств жидкости. Например, увеличение энергии активации приводит к росту вязкости, снижению текучести, уменьшению коэффициента диффузии. В том случае, когда за счет каких-либо внешних физических воздействий происходит изменение внутренней структуры жидкости на молекулярном уровне, соответственно меняется и энергия активации.

Энергия активации реальных нефтей в поровом объеме пород-коллекторов определялась импульсным методом ЯМР [1] из температурных исследований с использованием уравнения Аррениуса для времени корреляции х молекулярных движений:

х = т0 ехр(Еа / кТ),

где х0 - период колебаний в положении равновесия; к - постоянная Больцмана; х = 1/71, где Т1 - время продольной протонной релаксации.

Особенность экспериментов состояла в том, что энергия активации протонов нефти измерялась при наличии в поровом объеме остаточной водо-насыщенности, которая в определенной мере экранировала молекулы нефти от твердой поверхности. Анализ свойств нефти в присутствии воды проводился по специально разработанной методике [3].

Все эксперименты проводились на специализированном компьютеризированном ЯМР-комплексе, включающем в себя импульсный когерентный протонный спектрометр «Миниспек Р-20» (Бгикег, Германия) с резонансной частотой 20 МГц, блок термостабилизации датчика спектрометра (точность ±0,02 °С) и интерфейсный блок АЦП для регистрации информации в реальном масштабе времени. Минимальное количество регистрируемой жидкости составляет 1,5 10-3 г. Время спин-решеточной релаксации нефти Т1 (СРР) измерялось по двухимпульсной программе (90°—-90°). Расчет экспериментальных кривых производился по методу компонентного анализа с учетом экспоненциальной модели релаксации в каждой фазе. Точность определения времен продольной релаксации составляет 5-6 % отн.

Объектом исследований служили образцы пород-коллекторов визей-ских бобриковских отложений Логовского месторождения скв. 228, петрофи-зические свойства которых приведены в табл. 1.

Бобриковский пласт представлен преимущественно неоднородными в текстурном отношении мелкозернистыми песчаниками (средний размер зерен 0,1-0,2 мм), иногда сильно алевритистыми, с вкраплениями углефицирован-ных остатков или даже прожилков, с редкими желваками пирита. Пористость песчаников средняя, микротрещины наблюдаются редко и по напластованию.

По микроописанию высокопроницаемые разности песчаников сложены хорошо окатанными зернами кварца размером около 0,1 мм и очень редко 0,3 мм, сцементированными глинистым материалом контактно-пленочного типа, в редких случаях - порового. Низкопроницаемые песчаники и алевролиты отличаются значительным колебанием размеров зерен, плохой их ока-танностью, часто поровым и базальным типами углисто-глинистого цемента. Общей особенностью для всех пород следует считать отсутствие карбонатного цемента. Пористость коллекции образцов изменялась от 9,9 до 17,3 %,

а газопроницаемость - от 0,7 до 487,9 мД. По смачиваемости внутрипоровой поверхности коллекторы относятся к типично гидрофобным.

Таблица 1

Петрофизические свойства терригенных бобриковских отложений скв. 228 Логовского месторождения

Но- мер об- разца Тип породы Сма- чивае- мость М, д.ед. Пористость К, % Объ- емная плот- ность Рп, г/см3 Прони-цае-мость по газу Кпрг, 10 3 мкм2 Оста- точная водона- сыщен- ность *о.в, % Магнитная вос-приим-чивость Л, 10 5 ед. СГСЕ Эквивалент. радиус поро-вых кана-лов Лп.к, мкм Радиус пор по ЯМР, т\ ЯМР К , мкм

1 Пм/з/Ас 0,07 17,1 2,21 487,9 5,9 3,3 5,3 37,2

2 Пм/з/Ас - 16,1 2,20 116,1 8,1 2,7 2,7 31,7

3 Пм/з/Ас - 17,3 2,18 236,5 8,3 3,4 3,7 30,0

4 Пм/з/Ас у-г 0,06 13,6 2,27 296,6 5,8 2,5 4,7 46,5

5 Пм/з/Ас - 16,4 2,17 393,9 5,5 4,7 4,9 25,4

6 Пм/з/Ас - 11,8 2,31 5,8 65,0 4,3 0,7 7,7

7 Пм/з/Ас - 9,9 2,35 0,7 90,8 6,2 0,3 4,2

Примечание: Пм/з - песчаник мелкозернистый; Пм/з/Ас - песчаник мелкозернистый алевритистый; у-г - углисто-глинистый.

В экспериментах непосредственно измерялась энергия активации в диапазоне температур от 10 до 55 оС, а также вязкость нефти при начальном и остаточном насыщении. Для этого проводили специальные эксперименты по вытеснению нефти водой при 30 оС из каждого образца на установке УИПК-1М. Дополнительно после вытеснения по ЯМР определялась структура остаточной нефти. Полученные экспериментальные данные сведены в табл. 2.

Анализ полученных данных показывает, что при насыщении порового объема нефтью происходит существенное изменение микроструктурных и реологических свойств флюидов. Так, динамическая вязкость нефти в порах в среднем увеличивается 2,0 раза и тесно связана с эквивалентным радиусом поровых каналов: с уменьшением среднего радиуса пор происходит монотонное увеличение вязкости нефти за счет более сильного взаимодействия молекул нефти с поверхностью породообразующих минералов. После вытеснения нефти в порах образуется относительно тонкий слой (0,1-0,8 мкм) остаточной нефти, вязкость которой дополнительно увеличивается в 1,2—1,5 раза по сравнению с начальной нефтенасыщенностью.

Вязкость и энергия активации протонов нефти Логовского месторождения при начальном и остаточном насыщении порового объема терригенных пород-коллекторов

Номер образ- ца Вязкость нефти при начальной нефтенас., мПа-с Вяз- кость оста- точной нефти, мПа-с Энергия активации начальной нефтенас., кДж/моль Энергия активации остаточной нефти, кДж/моль Начальная нефтенас., % Коэф- фициент вытес- нения, д.ед. Остаточная нефтенасы-щенность Ко.н, %

общая подвиж- ная связанная

1 5,6 21,61 - 94,1 0,791 19,0 11,8 7,2

2 6,5 10,2 20,62 39,06 91,9 0,775 20,5 13,1 7,4

3 5,9 16,95 - 91,7 0,785 17,7 9,9 7,8

4 5,8 6,4 17,78 - 94,2 0,687 23,2 14,5 8,7

5 6,6 7,6 20,86 37,73 94,5 0,734 23,9 14,4 9,5

6 7,5 26,78 - 35,0 - - - -

7 25,1 39,39 - 9,2 - - - -

Примечание. Энергия активации исходной нефти с вязкостью 3,2 мПа-с в неограниченном объеме (пробирке) составляет 13,05 кДж/моль.

Что касается энергии активации, то она увеличивается в среднем в 1,8 раза для нефти в микрообъеме пор, но по сравнению с вязкостью изменяется в более широком диапазоне - от 16,95 до 39,39 кДж/моль. После вытеснения нефти энергия активация дополнительно возрастает в среднем в 1,8 раза по сравнению с начальной нефтенасыщенностью объема пор.

Если вязкость отражает в общем случае увеличение сил сопротивления при взаимном перемещении слоев жидкости при данной температуре и градиенте давления, то энергия активации характеризует более общие закономерности, связанные с увеличением потенциального барьера ММВ, отражающего тонкую перестройку микроструктуры жидкости под действием внешних факторов физической или химической природы. В нашем случае структура твердого каркаса с малыми (10-6-10-8 м) линейными размерами накладывает жесткие ограничения на движение молекул в каждой точке по-рового объема. Это приводит к внутренней перестройке структуры жидкости в поровом объеме, которая в общем случае упрочняется за счет снижения подвижности молекул и приближения жидкости к структуре твердого тела.

В том случае, когда у поверхности пор в процессе вытеснения формируется тонкий слой пристеночной остаточной нефти, то его микроструктура будет всегда отличаться от состояния нефти при полном насыщении пор в сторону дополнительного роста энергии активации (см. табл. 2).

Установленные закономерности будут непосредственно влиять в дальнейшем на все процессы, связанные с различными полевыми воздействиями

на жидкость (поле давлений, температуры, концентрации и др.). Например, увеличение потенциала ММВ нефти в порах существенно влияет на все процессы фазовых переходов в нефтях. По сравнению с неограниченным объемом, в порах коллекторов фазообразование всегда будет происходить при более высокой температуре (температурный сдвиг), что необходимо учитывать при планировании различных ГТМ.

Анализ показывает, что энергия активации нефти напрямую связана со структурой пород-коллекторов. На рис. 1 приведена зависимость Еа и среднего диаметра пор терригенных образцов. Видно, что связь характеризуется очень высоким коэффициентом корреляции 0,918 д.ед. С уменьшением линейного масштаба ограничивающей области для нефти энергия активации нелинейно возрастает с 16,95 до 39,39 кДж/моль.

Средний размер пор по ЯМР, мкм

Рис. 1. Зависимость энергии активации протонов нефти в поровом объеме терригенных коллекторов от среднего размера пор

В рассмотренных выше экспериментах анализировались породы одного вещественного состава. Представляет интерес рассмотреть влияние различного минералогического состава на структурообразование в порах коллекторов. Для этого были подготовлены дополнительно две коллекции образцов с близкими ФЕС, состав скелета которых представлен кварцевыми и поли-миктовыми песчаниками. Кварцевые песчаники были отобраны со скв. 210 Красносельского месторождения, а полимиктовые - соответственно со скв. 71, 67 Харьягинского месторождения. Дополнительно были также подготовлены и исследованы модельные образцы из спеченных стеклянных гранул с известным размером пор. Модельные образцы насыщались нефтью в сухом

виде без моделирования остаточной воды. В табл. 3 приведены коллекторские свойства исследованных пород-коллекторов и соответствующая им энергия активации для нефти при полном (начальном) и остаточном насыщении порового объема.

Таблица 3

Энергия активации протонов нефти Харьягинского месторождения при начальном и остаточном насыщении порового объема кварцевых и полимиктовых песчаников, и модельных образцов пористых сред

Но- мер об- разца Тип пористой среды Пористость, % Проницаемость по газу, 1 А 3 2 10- мкм Остаточная водонасыщенность, % Энергия активации, кДж/моль

Начальная нефтенасыщ. Остаточная нефтенасыщ.

1 Исходная нефть в неограниченном объеме (пробирке) 15,85

Модельные образцы

2 Образцы из спеченых стеклянных гранул (без остаточной воды) 38,0 МгоР=160 мкм) - - 16,79 -

3 34,0 Мгои=100 мкм) - - 17,45 -

4 30,0 (й?пор=16 мкм) - - 18,53 -

Реальные сцементированные образцы

5 Кварцевый песчаник (с остаточной водой) 22,0 1299,0 7,6 19,28 21,69

6 19,5 216,9 7,3 20,36 21,44

7 11,0 43,6 10,3 22,77 23,18

8 Полимиктовый песчаник (с остаточной водой) 25,0 1359,0 32,1 18,72 21,85

9 24,8 219,1 39,9 19,86 21,69

10 22,8 33,1 55,2 21,02 21,09

Анализ данных показывает, что в кварцевых и полимиктовых песчаниках с ухудшением коллекторских свойств наблюдается монотонное увеличение энергии активации, но в каждой группе по своему закону, отражающему влияние экранирующего слоя остаточной воды. Прослойка воды в породе выстилает внутреннюю поверхность пор и каналов и, тем самым, препятствует прямому контакту молекул нефти с активными центрами на поверхности глинистых минералов скелета. Получается, что при равной газопроницаемости кварцевых и полимиктовых песчаников энергия активации выше там, где меньше величина остаточной водонасыщенности (см. табл. 3). Более наглядно различие вещественного состава просматривается при сопоставлении Еа и газопроницаемости пород. На рис. 2 приведены данные экспериментов при

полном (кривые 1, 2) и остаточном (кривые 3, 4) насыщении нефтью пор. В случае начальной нефтенасыщенности с уменьшением проницаемости пород происходит быстрое возрастание Еа по нелинейному закону. В диапазоне высокой и средней проницаемости графики для кварцевых и полимиктовых песчаников идут практически параллельно друг другу, но в низкопроницаемых разностях динамика энергетических параметров значительно отличается за счет увеличения скорости роста в кварцевых песчаниках.

(-

ЕХ

<и

О

2

1$

Ч

и

*

я

а

со

а

а

ю

о

со

&

&

<и

0,01

0,10 1,00 Газопроницаемость, мкм2

Рис. 2. Зависимость энергии активации протонов нефти в поровом объеме от газопроницаемости кварцевых (1, 4) и полимиктовых (2, 3) песчаников при начальной (1, 2) и остаточной (3, 4) нефтенасыщенности

10,00

При анализе данных, относящихся к остаточной нефтенасыщенности (см. рис. 2, кривые 3, 4), четко видно, что в крупных порах с проницаемостью

0,2—1,3 мкм2 энергия активации слабо зависит от проницаемости (структуры) пород и в среднем составляет 21,67 кДж/моль. Но с уменьшением проницаемости картина существенно изменяется, а именно: в полимиктовых наблюдается снижение энергии активации, а в кварцевых, наоборот, резкое возрастание Еа. Дело в том, что в полимиктовых песчаниках вытеснение нефти не свя-

зано с нарушением структуры слоя остаточной воды: нефть как бы скользит по пленке воды в поровых каналах. А в кварцевых песчаниках при вытеснении в средних по проницаемости коллекторах происходит фактическое вытеснение части остаточной воды, что резко снижает эффект экранировки от активных центров поверхности и остаточная нефть претерпевает эффект более сильной перестройки за счет усиления сил ММВ.

Результаты выполненной работы показывают, что при помещении различных нефтей в поровый объем пород-коллекторов происходит закономерное изменение микроструктуры жидкости, которое проявляется в увеличении энергии активации протонов нефти. Важное значение при этом имеет остаточная водонасыщенность, которая выполняет роль естественного экрана, снижающего эффект структурирования нефти. При этом, чем меньше размер пор пород-коллекторов, тем выше энергия активации нефти, отражающей перестройку внутренней микроструктуры НДС. Остаточная нефтенасыщен-ность, по сравнению с начальной нефтенасыщенностью, обладает более высокой степенью перестройки микроструктуры жидкости. Это необходимо учитывать во всех процессах, связанных с разработкой и эксплуатацией залежей нефти и газа.

Список литературы

1. Злобин А.А., Юшков И.Р. Изучение структуры нефтяных дисперсных систем // Проблемы комплексного освоения месторождений полезных ископаемых в Пермском крае: материалы краевой науч.-техн. конф. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. - С. 32-41.

2. Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме структурообразования нефтяных дисперсных систем // Проблемы комплексного освоения месторождений полезных ископаемых в Пермском крае: материалы краевой науч.-техн. конф. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. - С. 42-49.

3. Пат. 2305277 РФ, в01М24/08. Способ определения смачиваемости по-ровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов / Злобин А.А. -№ 2006112435; заявл. 13.04.2006; опубл. 13.04.2007, Бюл. №24.

Получено 27.04.2010