Материал: высокополярные нефти

СПБГУАП группа 4736

Содержание. Тема 6.

1

СПБГУАП группа 4736

Тема 6

6 Пластовые воды, их свойства и состояние в нефтесодержащих коллекторах.

Воды - неизбежные спутники скоплений углеводородов в земной коре.

Они связаны с любым видом залежей жидких и газообразных угле-

водородных систем.

Обычно вода занимает вследствие гравитационного разделения по-

ниженные части структур залежей нефти и газа, но иногда встречается в средних частях разреза продуктивных интервалов пластов (горизонтов). В

общем можно выделить несколько типов пластовых вод согласно рис. 6.1:

1)краевые

2)подошвенные

3)погребенные (остаточные)

4)промежуточные

5)верхние

6) нижние.

Рис. 6.1. Схема размещения различных типов вод в разрезе месторождения Краевые и подошвенные воды вместе с нефтяными залежами пред-

ставляют единые гидродинамические системы, которые и были одним из положительных факторов, сопутствовавших процессам миграции и нако-

пления углеводородов в ловушках. Специфические условия в направлен-

ности этих процессов в зависимости от характера литологофациальных ус-

ловий могли привести к «отсечению» в разрезе некоторых водонасыщен-ных интервалов в продуктивном интервале и появлению промежуточных

2

СПБГУАП группа 4736

пропластков, не заполненных нефтью. Очевидно, что они должны

иметь сверху и снизу непроницаемые перемычки.

Верхние и нижние воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам, имеющим надежные глинистые разделы сверху и снизу (глины,

аргиллиты).

В продуктивных интервалах нефтяных и газовых залежей и место-

рождений обязательно содержится погребенная (остаточная) вода в холи» честве от 10 до 30 и более процентов от объема пор (пустот) в коллекторах.

Эти количественные показатели характеризуют повышенные зоны (прику-

польные) ловушек. С приближением к ВНК количество погребенной воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. Толщина пере-

ходных зон (ПЗ) от нефтенасыщенных коллекторов к водонасыщенным может достигать нескольких метров по вертикали. Очевидно, что эта зона тем больше, чем менее проницаемы коллектора.

В некоторых случаях толщина ПЗ может быть сопоставима с толщиной самого продуктивного пласта и даже с этажом нефтегазоносное™. В таких случаях возникает серьезная проблема разработки низкопроницаемых недонасыщенных пластов. В Западной Сибири они встречены в Ноябрьской

(Суторминское месторождение), Сургутской (Приобское месторождение)

зонах, в Советско-Соснинском месторождении (на границе Тюменской и Томской областей).

Пластовые воды влияют на процессы вытеснения нефти, на процессы подъема ее на поверхность через скважины и на процессы сбора и под-

готовки нефти, воды и газа на промыслах.

6.1. Состояние остаточной воды в коллекторах

На характер распределения остаточной (погребенной) воды, а следо-

вательно и нефти (газа), в пористой среде пласта оказали влияние много-

численные факторы: свойства пористой среды (состав пород, структура пор,

физико-химические свойства пород) и пластовых жидкостей (физико-

3

СПБГУАП группа 4736

химические свойства нефтей и вод, количество остаточной воды).

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пустотной среде пласта влияет на процессы движения нефти в пласте и призабойной зоне пласта, на процессы вытеснения нефти и газа водой из пластов. Как было указано выше, в зависимости от количества погребенной воды она может быть прочно связанной и рыхло связанной. В первом случае из скважин длительное время и при любых забойных депрессиях добывают безводную продукцию. Во втором неизбежно получение обводненной нефти при любых депрессиях, что осложняет работу нефтепромыслового обо-

рудования и в целом делает процесс нефтеизвлечения дорогим.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает по-

верхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидро-

фильной. Если же поверхность коллектора вследствие адсорбции поверх-

ностно-активных веществ (ПАВ) нефтей покрыта компонентами углеводо-

родной составляющей, поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Из этого следует, что формы сущест-

вования воды необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородно го сырья, при выборе оптимальных технологий нефтеизвлечения и в конечном итоге в изучении нефтеотдачи пласта и в методах повышения коэффициентов нефтеотдачи (КНО).

Первоначальное распределение остаточной воды, следовательно, будет влиять на фазовые проницаемости нефти, воды и газа. Смачиваемость

(фильность) коллектора будет оказывать влияние на интенсивность капил-

лярных процессов при вытеснении нефти и промывке пласта, она предо-

пределяет формы и количество остаточной нефти в пласте на пределе эко-

номической рентабельности применяемой технологии нефтеизвлечения.

Принятая большинством исследователей гипотеза о генезисе нефтяных месторождений утверждает, что породы - коллекторы нефти и газа были вначале заполнены водой. При оттеснении воды углеводородами от верхних частей ловушек вниз она не могла быть удалена полностью из коллектора

4

СПБГУАП группа 4736

при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Несмотря на разночтения в мнении исследователей о природе и ха-

рактере (свойствах) различных вод, большинством признается существо-

вание следующих видов вод в пористой среде:

1)капиллярно связанная вода в капиллярах малого сечения;

2)адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у по-

верхности твердого тела и прочно связанная с поверхностью коллектора

(следует иметь в виду, что свойства адсорбционной воды значительно от-

личаются от свойств свободной воды);

3)пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4)свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре коллектора (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Когда исследуется керновый материал или интерпретируется геофи-

зический, то в образцах или интервалах каротажа обычно определяется общее количество остаточной воды без дифференцирования ее количеств по видам.

В первые годы исследования данной проблемы предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Однако исследования М.М.Кусакова показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние связанной воды прежде всего зависит от свойств воды. Но чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии.

С увеличением минерализации остаточной воды возрастает степень гидрофобизации твердой фазы вследствие десольватирующего действия ионов солей (т.е. происходит разрушение сольватных слоев). Устойчивость пленки на поверхности твердой фазы увеличивается при снижении

5