Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 [ 60 ] 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверх-постно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта.

Распределения остаточной воды в норовом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды п газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в норовом пространстве пласта после истощения пластовой энергии и др., также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании:

1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбированной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной Оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью

условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее онределения по видам.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М. М. Кусакова и Л. И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер [25]. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть

остаточной воды находится в капиллярно удержанно-м состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофоби-зации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой н нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

Опытами М. М. Кусакова также доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Это также объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 5 • 10-е Hjj) *

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. V.1 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов [15].

10 182535 SO 100 180 350 800 Проницаемость мд

Рис. V.I. Зависимость остаточной водонасыщенности пород от их проницаемости.

1 - мелкозернистые пески; 2 - сред-незернистые пески; з - крупнозернистые пески; известняки и доломиты; 4 и 5 -песчаники различных участков Туймазинского месторождения; 6 - известняки Новостепновского месторождения; 7 - известняки Карташев-ского месторождения.

• 1 НМ (нанометр) = 10" м = 10" мм = 10" см.

Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же - с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.

§ 2. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ

Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки его в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды при транспортировке образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С. Л. Закса.

Взвешенный образец породы помещают в колбу прибора Дина и Старка или же в стеклянный цилиндр 3 (рис. V.2) или в фильтр Шотта прибора С. Л. Закса (рис. V.3). При кипении растворителя вода испаряется из образца, вместе с растворителем охлаждается в холодильнике и стекает в ловушку. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она накапливается в нижней части ловушки, избыток же растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе С. Л. Закса чистый растворитель вначале попадает в цилиндр с керном, растворяет нефть и стекает через пористую перегородку в колбу. В качестве растворителя обычно используют толуол, закипающий выше точки кипения воды (110° С). Водо-, нефте- и газонасыщенность породы определяют по массе образца до и после экстрагирования и по объему воды, выделившейся из керна [7].

Так как в большинстве случаев пласт вскрывается обычными водными глинистыми растворами, предложены косвенные методы оценки количества остаточной воды. Один из них - хлоридный метод, основанный на относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Во время анализа образцы керна измельчают и обрабатывают при температуре кипения дистиллированной водой. Содержание связанной воды в навеске керна находят по количеству ионов хлора, содержащихся в фильтрате. Для этого последний титруют азотнокислым серебром в присутствии индикаторов [34]. Если известна соленость остаточной воды, по содержанию ионов хлора в образце удается приблизительно определить количество остаточной воды.