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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

щей части залежи. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют остаточной. Связанные между собой водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и всякие изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния окружающей залежь водоносной части резервуара. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим углеводороды из пласта в процессе его разработки.

Большое значение для подсчета запасов углеводородов, проектирования разработки месторождений и осуществления различных мероприятий по воздействию на пласт имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде, содержание которой может колебаться от десятых долей до 70 % от объема пор.

Состояние остаточной воды и начальное распределение жидких и газообразных углеводородов и воды в пористой среде пласта определяются многими свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение углеводородов и остаточной воды в пористой среде пласта имеет чрезвычайно важное значение в процессах фильтрации флюидов в пористой среде и вытеснения углеводородов из пласта. Молекулярная природа поверхности коллекторов зависит от количества, состава и состояния остаточных вод.

Существенное влияние распределение остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для газообразных и жидких флюидов. Многие другие явления, происходящие в пласте, а именно: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования углеводородов, остающихся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении месторождений углеводородов предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а углеводороды, по-видимому, появились в пласте в более поздний период. Как отмечалось, вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть полностью удалена из пласта при образовании залежи, и часть ее оставалась в виде остаточной.

По вопросу о том, в каком виде остаточная вода находится в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании [4]:

1) капиллярно связанной воды, находящейся 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; молекулы адсорбированной воды ориентированы; по свойствам адсорбированная вода значительно отличается от свободной;

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

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной

структуре, захваченной механически; ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть (конденсат), 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 определения ее разных видов, так как недостаточно хорошо известно распределение воды и углеводородов в пористой среде.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств, например, 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. 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-удержанном состоянии. При этом свойства воды имеют решающее влияние на состояние связанной воды. Увеличение концентрации солей в жесткой остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, приводит в последующем к увеличению степени гидрофобизации твердой фазы нефтью из-за десольватиру-ющего (т.е. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и 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 доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Это 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" см.

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. 1.15 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов.

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.

В пластовой воде присутствует в растворенном состоянии большое количество составных минеральных частей в различных концентрациях. Лишь немногие вещества входят в состав растворов. Это катионы Na, Са", Мд и анионы СГ, COj" + НСО3, SO/. Остальные вещества присутствуют в воде в незначительных концентрациях. В пластовых водах были встречены следующие катионы и анионы: К, NH4, Li, St", Ва V", Мп", Fe-, ВО3, F, Г, Br, SiOj.

Аналитические данные по составу и количеству перечисленных ве-

ществ в водах редки и несопоставимы по точности. Мы ограничимся в дальнейшем только шестью основными составными минеральными частями. Каждый анализ соленой воды выражается шестью показателями концентраций по отношению к основным минеральным составляющим. Рекомендуется изображать результаты анализов в виде двух треугольников концентраций - один для катионов, другой для анионов. Для этого показатели концентрации в г/л пересчитывают в мол/л и мол-экв/л. Так как второстепенные составные минеральные части не участвуют в анализе, то почти во всех случаях для получения правильного анализа количество катион-экв/л должно соответствовать количеству анион-экв/л при условии, что пластовая вода не является сильно щелочной или очень кислой. Тогда число эквивалент-катионов и анионов делят на 100 и определяют в абсолютных цифрах эквивалент-проценты для катионов и анионов. Соответственно числу процентов находят для каждого вида воды точку в концентрационных треугольниках катионов Na -Са -Мд и анионов С1 -SO4 -CO3-I-HCO3. Чтобы установить абсолютное содержание растворенных ионов, следует вычислить сумму присутствующих катион-экв/л раствора.

Графическое изображение анализов воды в виде концентрационного треугольника очень наглядно и ясно. Этим методом можно объединить также большое количество анализов для определения содержания в водах катионов как характерного параметра.

Примером таких сводных анализов является рис. 1.16, где сопоставляется содержание катионов в пластовых водах Соединенных Штатов Америки. Содержание Мд во всех водах не превышает 10% экв, а основная масса катионов находится в ряду Na - Са - Мд. Величина отношения Na/Ca сильно колеблется. Наивысшее содержание Са встречено в водах юрских

О 10

18 25 35 60 100 180 350 600 к.10"м

SO Mg

50 Са

Рис. 1.15. Зависимость остаточной водонасы-щенности пород (содержания связанной воды) от их проницаемости:

1 - мелкозернистые пески; 2 - среднезер-нистые пески; 3 - крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4 н 5 - песчаники различных участков Туймазинского нефтяного месторождения; б - известняки Ново-степановского месторождения; 7 - известняки Карташевского месторождения

Рис. 1.16. Содержание катионов в пластовых водах нефтяных месторождений Северной Америки:

1 - меловые отложения, песчаник вудбайн, Техас; 2 - третичные отложения, Калифорния; 3 - палеозойские отложения, Оклахома и Канада; 4 - миссисипские отложения Аппалачей; 5 - юрские известняки, Арканзас; б - юрские известняки Арканзаса; М - морская вода