Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов

УДК 622.276.43

О.Р. Эбзеева, А.А. Злобин

Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия

АНАЛИЗ СВОЙСТВ ГРАНИЧНЫХ СЛОЕВ НЕФТИ ПОСЛЕ ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ

Приводятся результаты анализа свойств тонких граничных слоев нефти на поверхности поровых каналов пород-коллекторов после заводнения пласта. Установлено, что толщина граничного слоя является функцией проницаемости, остаточной водонасыщенности, смачиваемости поверхности, литологического типа пород и содержания парафина в нефти.

Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность, метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР), граничный слой связанной нефти, смачиваемость поверхности, геологическое моделирование.

O.R. Ebzeeva, A.A. Zlobin

Perm National Research Polytechnic University, Russia

ANALYSIS OF PROPERTIES BOUNDARY LAYERS OIL AFTER ITS WATER FLOODING

The article presents the analysis result on thin boundary layers of oil on the surface of pore canals in reservoir after its flooding. It has been found that the thickness of the boundary layer is the function of permeability, residual water saturation, surface wettability, lithological type of rock and paraffin content in oil.

Keywords: residual oil saturation, method NMR, surface wettability, boundary layer of bound oil, geological modeling.

Одной из основных проблем нефтедобывающей отрасли является проблема увеличения нефтеотдачи. Известно, что КИН месторождений России изменяется от 0,07 до 0,7 и значительная часть углеводородов после разработки залежи остается в пласте. Причиной образования значительных объемов остаточной нефтенасыщенности (ОН) являются поверхностно-молекулярные процессы, происходящие на границе раздела трех фаз «нефть - горная порода - вода». Наличие в нефтях полярных компонентов (жирных кислот, спиртов, смол и асфальтенов) при определенных условиях в пласте приводит к адсорбции поверхно-

стно-активных веществ на внутрипоровой поверхности породообразующих минералов и образованию граничных аномальных слоев нефти, влияющих на фазовую проницаемость нефти и коэффициент вытеснения при разработке залежи.

Данная статья продолжает исследования, начатые ранее в [1, 2]. В работе методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) на представительной коллекции неэкстрагированных образцов пород-коллекторов (более 300 шт.) проведен комплексный анализ результатов изучения свойств тонких граничных слоев нефти, образующихся после заводнения в реальных пластовых условиях, без нарушения естественного состояния микрофаз воды и нефти в порах. Изучены тонкая структура ОН, толщина слоев, их вязкость, подвижность молекул в граничном слое нефти, зависимость характеристик поверхностных слоев от коллекторских свойств, типа породообразующих минералов, состава нефти.

В пласте (рис. 1) после заводнения возникает сложная гетерогенная система, состоящая из подвижных и связанных фаз воды и остаточной нефти. Связанные (структурированные) фазы воды и нефти локализованы вблизи и на поверхности минерального скелета, а мобильные - в центральной части пор и каналов фильтрации. Толщина граничного слоя изменяется от 0,01 до 1,5 мкм и является сложной функцией различных параметров пласта.

Связанная вода . глинистых материалов

Рис. 1. Схема образования подвижных и связанных фаз воды и нефти после заводнения пласта

На рис. 2 показан характер изменения толщины ^онсв связанной нефти в различных типах пород-коллекторов: органогенных известняках 6 различных скважин Осинского месторождения (см. рис. 2, а), среднезернистых песчаниках Жуковского (см. рис. 2, б, прямая 2) и Логовского (см. рис. 2, б, прямая 3) месторождений и в песчаниках с битуминозным цементом (см. рис. 2, б, прямая 1) скв. 228 Логовской площади. Во всех случаях с повышением проницаемости коллектора возрастает средняя толщина граничного слоя нефти. При этом существенную роль оказывают физико-химические свойства поверхности. В карбонатных породах, обладающих, по сравнению с терригенными, более высокой гидрофобно-стью скелета, толщина связанного слоя больше в 1,5-3 раза (см. рис. 2, б, прямые 3 и 4). Однако если в терригенных коллекторах вместо глинистого цемента преобладает битуминозный цемент (см. рис. 2, б, прямая 1), то средняя толщина граничного слоя дополнительно возрастает в 1,5-2 раза. В целом увеличение гидрофобных свойств поверхности терригенных пород приводит к росту граничного слоя нефти в 3,5-5 раз.

Рис. 2. Зависимость толщины граничного слоя связанной нефти от газопроницаемости для карбонатных (а) и терригенных (б) пород-коллекторов. Для карбонатных пород: 1 - скв. 2306; 2 - скв. 2301; 3 - скв. 2303; 4 - скв. 2300; 5 - скв. 2304; 6 - скв. 1196

К главным факторам, контролирующим зарождение и рост граничного слоя нефти, следует отнести величины остаточной водонасы-щенности (Ков) и капиллярное давление (Рк) в каналах фильтрации флюидов. При увеличении Ков происходит нелинейное снижение толщины слоя от 1,3 до 0,002 мкм за счет экранировки поверхности от активных компонентов нефти. В свою очередь, капиллярное давление

создает как осевое, так и дополнительное радиальное давление в поро-вом канале, приводящее к оттоку нефти от поверхности и утончению граничного слоя (рис. 3).

Существенное влияние на толщину аномального слоя оказывает также содержание в нефти парафинов (УВ от Сп до С35), которые способствуют формированию прочной и протяженной (см. рис. 3) объемной структуры пристеночного слоя.

Рис. 3. Главные факторы, влияющие на толщину граничного слоя связанной нефти -остаточная водонасыщенность (а), капиллярное давление (б) и содержание парафина (в). По остаточной водонасыщенности: номера скв. Осинского м-я те же, что на рис. 2, а

Процесс формирования граничных слоев нефти определяется, при всех прочих равных условиях, значением текущей температуры (рис. 4), которая может как упрочнять, так и разрушать граничные слои нефти. Анализ показывает, что монотонное экспоненциальное измене-

ние толщины граничного слоя при вариации температуры наблюдается только в кварцевых песчаниках, насыщенных маловязкой нефтью с низким содержанием парафина (см. рис. 4, а).

Если же на поверхности имеется «толстый» экранирующий слой воды, процесс структурирования нефти в породе усложняется и сопровождается появлением немонотонных зависимостей и локальных температурных оптимумов по толщине слоя, зависящих как от типа пород, так и содержания парафина в нефти (см. рис. 4, б, в).

Рис.4. Зависимость толщины слоя связанной нефти от температуры, типа пород и содержания парафина: а - кварцевые песчаники: 1 - 394 мД; 2 - 297 мД; 3 - 116 мД; нефть м-я Логовское, скв. 141, Сп = 4,41 % б - кварцевые песчаники: 1 - 1299 мД; 2 - 216,9 мД; 3 - 43,6 мД; нефть м-я Харьягинское, скв. 504, Сп = 18,84 %; в - поли-миктовые песчаники с проницаемостью: 1 - 1359,6 мД; 2 - 219,9 мД; 3 - 33,1 мД; нефть м-я Харьягинское, скв. 504, Сп = 18,84 %

Высокая информативность метода ЯМР позволяет дополнительно оценивать вязкость пристеночных связанных фаз. Анализ показывает, что вязкость граничного слоя нефти в промытой зоне пласта изменяется от 26 до 120 мПа-с и тесно связана с толщиной слоя (рис. 5).

Установлена следующая важная закономерность: в диапазоне толщины слоя от 0,1 до 0,25 мкм для карбонатных и терригенных типов пород-коллекторов вязкость имеет минимум, отражающий различную природу образования «толстых» и «тонких» слоев связанной нефти. Относительно тонкие первичные слои нефти на поверхности пор и каналов образуются в процессе формирования залежи, когда в полной мере проявляются экранирующие свойства пленки остаточной воды, минимизирующей процессы адсорбции поверхностно-активных веществ нефти, а толстые слои отражают результат техногенного воздействия в процессе разработке залежи с учетом динамической адсорбции и деформационного разрушения экранирующего слоя воды.

100

03

с

8 і

§ а

К Х И £ 1

10

/

Ту»

'

¿А

6 80,01 2 4 6 8 0,Ю 2 4 6 8 1,00

Толщина граничного слоя связанной нефти, мкм

Рис. 5. Взаимосвязь толщины и вязкости граничного слоя связанной нефти для карбонатных отложений в скважинах Осинской залежи: номера скважин те же, что на рис. 2, а

Практическая реализация результатов анализа свойств граничных слоев нефти заключается в использовании алгоритмов, полученных по керну, при создании цифровой 3ё-геологической модели Осинского месторождения. В геологической модели по разрезу и площади выделены зоны с максимальной плотностью подвижных запасов остаточной нефти. Для практической работы построены карты распределения объемов связанной и подвижной ОН, которые используются для подсчета запасов УВ.

По результатам проведенных исследований можно сделать следующие основные выводы:

- толщина граничных связанных слоев нефти в пласте изменяется в широком диапазоне от 0,01 до 1,3 мкм при наличии подстилающей пленки воды и до 2 мкм в случае «сухого» контакта нефти с породой;

- с ростом проницаемости коллекторов граничный связанный слой нефти монотонно увеличивается по степенному закону;

- толщина связанного слоя нефти непосредственно зависит от коэффициента остаточной водонасыщенности коллектора и капиллярного давления в поровых каналах фильтрации, рост которых приводит к нелинейному снижению толщины слоя;

- на формирование граничного слоя влияет содержание парафина и асфальто-смолистых веществ в нефти, увеличение которых приводит к монотонному росту толщины связанного слоя;

- предельное изменение гидрофобных свойств поверхности по-ровых каналов при переходе от глинистых песчаников к битуминозным песчаникам приводит к росту толщины связанного слоя нефти в 3,5-5 раз;

- вязкость граничного слоя нефти изменяется от 26 до 120 мПа-с и нелинейным образом зависит от толщины слоя: в диапазоне размеров от 0,1 до 0,25 мкм вязкость имеет минимум, отражающий различную природу образования «толстых» и «тонких» слоев связанной нефти;

- высокотемпературная обработка (100оС) водонефтенасыщенной породы приводит к снижению граничного слоя нефти в 1,6-3 раз, при этом эффективность процесса зависит от исходной текущей толщины слоя связанной нефти.

Библиографический список

1. Злобин A.A., Юшков И.Р. Исследование импульсным методом ЯМР тонких гетеропленок на поверхности поровых каналов пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - №10. - С. 64-67.

2. Злобин A.A., Юшков И.Р. Анализ вязкости остаточной нефти в заводненных пластах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010. - №12. - С. 46-51.

References

1. Zlobin A.A., Yushkov I.R. Issledovanie impulsnym metodom NMR tonkih geteroplenok na poverhnosti porovyh kanalov porod-kollektorov //.

Geologija, geofisika i rasrabotka neftjanyh i gasovyh mestorozhdenij. -2007. - №10. - C. 64-67.

2. Zlobin A.A., Yushkov I.R. Analis vjaskosti ostatotchnoi nefti v savodnennyh plastah // Geologija, geofisika i rasrabotka neftjanyh i gasovyh mestorozh-denij. - 2010. - №12. - C. 46-51.

Об авторах

Эбзеева Ольга Разимовна

Злобин Александр Аркадьевич (Пермь, Россия) - канд. техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29) e-mail: ZlobinAA55@gmail.com).

About the authors

Ebzeeva Olga (Perm, Russia) - student 4-courc of chair «Working out of oil and gas deposits» of the Perm national research polytechnic university, Candidate of Technics Sciences, (29, Komsomolskij avenue, Perm, Russia, 614990).

Zlobin Alexander (Perm, Russia) - the senior lecturer of chair «Working out of oil and gas deposits» of the Perm national research polytechnic university, Candidate of Technics Sciences, (29, Komsomolskij avenue, Perm, Russia, 614990, e-mail: ZlobinAA55@gmail.com).

Получено 7.02.2012