75 лет Геннадию Андреевичу Кулябину (стр. 16 )

, ,

(-К, Тюменский государственный университет)

Ключевые слова: подвижная нефть, гидродинамическая модель, градиенты свойств нефти,

массообменные процессы

Key words: movable oil, hydrodynamic model, gradients of oil properties, mass-transfer processes

Информация о физико-химических свойствах нефти необходима как для получения подсчетных параметров, используемых в методике расчета запасов нефти и газа, так и при построении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти.

В последнее время появились обобщающие работы по этому направлению, применение принципов и методик которых позволяет построить более точные модели физико-химических свойств пластовой нефти и прогнозировать изменения значений свойств подвижной нефти, происходящие в пласте при разработке залежи.

Экспериментальная информация о значениях физико-химических свойств пластовой нефти отсутствует, потому что отбираются и изучаются пробы только подвижной составляющей пластовой нефти. Подробно эта проблема освещена в работах [1, 2].

В настоящее время получение информации о значениях физико-химических свойств пластовой нефти возможно с помощью экспериментально-расчетных методов, основы которых изложены в работе [3].

В научной литературе описаны две модели свойств пластовой нефти: одна декларирует однородность состава и изотропность свойств ее в пласте, другая – основана на неоднородности ее состава и свойств на уровне порового пространства.

Первая модель пластовой нефти основана на лабораторном изучении свойств нефти в свободном объеме без учета особенностей ее взаимодействия с поверхностью порового пространства. Равенство значений подвижной составляющей пластовой нефти, попадающей сначала в скважину, затем в пробоотборник, и пластовой нефти базируется на модели нефти, основанной на предположении однородности состава и изотропности ее свойств в пласте. Тождественность значений физико-химических свойств подвижной составляющей пластовой нефти и пластовой нефти пока никем не доказана.

С точки зрения данной модели нельзя объяснить многочисленные экспериментальные данные о неоднородности начальных значений физико-химических свойств нефти по площади и разрезу залежи, слабую повторяемость результатов исследований свойств нефти на одной и той же скважине, а так же экспериментально наблюдаемые изменения параметров нефти в процессе разработки нефтяной залежи.

Следовательно, возникает вопрос достаточной степени обоснованности подсчетных параметров, используемых при подсчете геологических запасов нефти и газа, которые основаны на свойствах подвижной нефти. Применяемые в практике методики построения гидродинамической модели процесса вытеснения нефти, как правило, не учитывают динамику изменения свойств подвижной нефти, а используют начальные значения ее свойств в виде констант.

Вторая модель пластовой нефти учитывает энергетическое взаимодействие ее отдельных компонентов с поверхностью коллектора. Основные результаты экспериментов лабораторного моделирования структурированных слоев нефти приведены в работе [4], а структура пластовой нефти в рамках данной модели приведена в работах [1, 2].

Избирательное взаимодействие компонентов нефти с поверхностью гидрофобного коллектора приводит к возникновению структурированных слоев нефти (терминология автора [4]), которые расположены вблизи поверхности коллектора.

Нефть, находящаяся в данных слоях, имеет повышенную концентрацию смол и асфальтенов в составе, а так же переменные по толщине и более высокие значения следующих показателей: молярной массы, плотности, вязкости и более низкие значения газосодержания, по сравнению с нефтью, находящейся вне структурированного слоя. Чем ближе к поверхности коллектора, тем значения свойств нефти структурированного слоя сильнее отличаются от значений свойств нефти вне его.

Схематично строение слоев нефти, находящейся в крупнопористом и мелкопористом коллекторах, приведено на рис.1 а.

Толщина структурированного слоя нефти зависит от наличия и соотношения компонентов в ее составе и от свойств коллектора (минералогического состава, размеров пор и т. д.) и может достигать 5 мкм, при наиболее характерной толщине в реальных условиях 0,2‑1 мкм. На месторождениях Западной Сибири до 50% пор коллектора имеют размер менее 1 мкм. Поэтому доля запасов нефти, находящейся в структурированном слое реального коллектора, лежит в пределах 20-99%.

Данная модель нефти, учитывающая энергию взаимодействия своих отдельных компонентов между собой и с поверхностью коллектора, в статическом состоянии является термодинамически равновесной.

Рис. 1.

а).Строение слоев нефти у поверхности в крупнопористом и мелкопористом

коллекторах в статическом состоянии:

1 – поверхность коллектора; 2 – адсорбционный слой нефти; 3 – структурированный слой нефти;

4 – нефть вне структурированного слоя; μ, ρ – динамическая вязкость и плотность нефти

при пластовых условиях; Г – газосодержание

б).Особенности вытеснения нефти из крупнопористого и мелкопористого

коллекторов при внедрении воды: 5 – закачанная вода

Структура пластовой нефти приведена на рис. 2. В процессе разработки нефтяной залежи пластовая нефть разделяется на подвижную и неподвижную составляющие.

Рис. 2. Структура пластовой нефти

Свойства структурированных слоев нефти, находящейся в гидрофобном коллекторе при лабораторных исследованиях изучены достаточно хорошо. Значения ее интегральных характеристик (молярной массы, плотности, вязкости) могут быть оценены расчетными методами. Энергетические связи взаимодействия молекул нефти с поверхностью гидрофильного коллектора к настоящему времени изучены недостаточно. Как известно, в большинстве реальных случаев смачиваемость коллектора водой имеет промежуточные значения, поэтому можно оценить долю нефти и ее свойства в структурированных слоях, а следовательно, получить более обоснованные значения свойств пластовой нефти. Эти знания физико-химических свойств пластовой нефти должны быть учтены при определении ее запасов. По данным работ [3, 5, 6] учет значений физико-химических свойств нефти структурированных слоев в пластах групп Б и Ю месторождений Западной Сибири приводит к росту геологических запасов нефти, определенных объемным методом, на 10‑20%.

С точки зрения второй модели пластовой нефти хорошо объяснимы различия в начальных значениях физико-химических свойств подвижной нефти, и их изменчивость, которая наблюдается на всех месторождениях Западной Сибири в процессе их разработки, основные результаты этих исследований приведены в работах [5, 7].

С началом разработки залежи при приложении гидродинамического воздействия процесс движения пластовых жидкостей выглядит следующим образом. В первую очередь в процесс дренирования вовлекается нефть, находящаяся вне структурированного слоя (в центральной части поры) и нефть, наиболее удаленной от поверхности коллектора части структурированного слоя. Структурированные слои нефти, находящиеся в непосредственной близости от поверхности коллектора при приложении реальных гидродинамических воздействий не переходят в подвижное состояние, тем самым, уменьшая сечение пор (следовательно, ухудшая проницаемость коллектора), по которым фильтруется поток пластовой жидкости, что необходимо учитывать при построении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти.

Возникновение градиентов физико-химических свойств пластовых жидкостей и образование зон нефти с разными значениями свойств в процессе разработки нефтяного пласта обусловлено многими причинами. Разделение залежи на зоны в процессе ее разработки, основанное на различиях в них значений физико-химических свойств пластовых жидкостей приведено на рис. 3, где для упрощения представлены только зоны, имеющие наибольшие размеры.

Рис. 3. Зоны разрабатываемой залежи с различными значениями

физико-химических свойств пластовых жидкостей

В процессе дренирования в поровом пространстве движется нефть иного состава (по сравнению со статическим состоянием (см. рис.1б)), что ведет к нарушению термодинамического равновесия пластовой нефти, как в конкретной поре, так и всей пластовой системы в целом. Эта нефть соответствует зоне 1 (см. рис. 3), что приводит к возникновению массообменных процессов на микроуровне, которые ведут к изменению значений свойств нефти в структурированных слоях и вне их. Так как процесс дренирования непрерывен во времени, то углеводородная система в течение разработки залежи постоянно неравновесна.

При разработке залежи с использованием вытесняющих агентов: воды или газа (поверхностной закачки и газом горения) взаимодействие пластовых жидкостей еще более усложняется.

При замещении части порового пространства газом или водой на уровне поры, состав содержимого в ней изменяется, а так как вода и газ являются массообменно-активными компонентами, то для установления термодинамического равновесия внутри поровой системы происходят массообменные процессы: часть легких компонентов нефти (неуглеводородные газы, метан, этан, пропан) растворятся в воде, а газы закачки или горения – в нефти, что ведет к изменению компонентного состава и значений ее свойств.

Наряду с массообменными процессами между элементами пластовой системы с внедренными извне в пору вытесняющими агентами, происходят и пограничные массообменные процессы, обусловленные диффузионным движением массообменно-активных компонентов по зонам дренирования.

При внедрении воды в поровое пространство происходит «смыв» части структурированного слоя нефти и формирование перед фронтом закачанной воды волны нефти из этого слоя (см. рис.1 б). Плотностно-вязкостные характеристики нефти зоны 2 имеют более высокие значения, по сравнению с этими же характеристиками подвижной нефти, расположенной в центральной части поры до начала ее движения. Движение фронта происходит в направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Этот фронт разграничивает зоны 1 и 2, на границе которого значения физико-химических свойств нефти скачкообразно изменяются.