Full Text

Введение Существуют два вида разрушения пород коллекторов. Первый вид связан с наличием набухающих глинистых частиц и их мобилизацией. Второй вид возникает в результате конкретных технологических операций и не зависит от минералогии и текстуры горных пород. Важно определить породы коллектора, которые будут чувствительны к воде, для того чтобы правильно подобрать для них систему разработки. Разрушение породы коллектора первого вида зависит от типа глинистых минералов, их распределения в поровом пространстве и состава флюида. Все взаимодействия глины с водой, такие как набухание глины и тонкая миграция, происходят на уровне пор [1]. Глинистые минералы представляют собой очень мелкие частицы, которые относятся к группе гидросиликатов алюминия и имеют максимальный размер частиц менее 0,005 мм [2-4]. Каолинит, смектит и иллит представляют собой три основные группы глинистых минералов [5-7]. Монтмориллонит составляет 25 % всех глин в глинисто-сцементированных песчаниках, и он важен для песчаников из-за проблемы качества коллектора. Исследования влияния глин на проницаемость песчаников проводятся более 50 лет, но до сих пор присутствие глинистых минералов в породах-коллекторах представляет собой проблему для добычи нефти. Авторы публикации [8] заявили, что буровые растворы на водной основе используются чаще, поскольку вода более экологична. Однако вода вызывает гидратацию и набухание глины и, следовательно, снижает проницаемость [9]. Другие авторы [10] использовали пески нефтяных пластов для измерения воздухо- и водопроницаемости, ориентируясь на тип и количество глины. Они показали, что наиболее чувствительными к воде являются пески, содержащие каолинит, иллит и смешаннослойную глину (иллит-монтмориллонит), а наименее чувствительными - пески с небольшими количествами каолинита и иллита. Согласно публикации [11], одним из механизмов повреждения пласта является снижение проницаемости вблизи ствола скважины из-за набухания смектита или дефлокуляции каолинита, когда эти глинистые минералы контактируют с флюидами на водной основе. Другие авторы [12] также заметили, что как плохо консолидированные, так и достаточно плотные пласты, содержащие большое количество глин, заполняющих поры и уязвимых к жидкостям на водной основе, такие как каолинит, монтмориллонит, хлорит, иллит и смешаннослойные глины, аналогично подвержены изменению проницаемости коллектора. В работе [13] подробно обсуждался возможный механизм набухания глинистых частиц, выстилающих поры пород-коллекторов, с точки зрения осмотического и мембранного эффектов Доннана применительно к внутричастичному набуханию. Набухание расширяющихся глинистых минеральных частиц при контакте с относительно пресной водой считается наиболее распространенной причиной проблем с чувствительностью к воде, возникающих при добыче нефти. Набухшие частицы ограничивают поток в порах породы, а мельчайшие расширенные пластинки отрываются, диспергируясь в воде внутри поры, и еще больше ограничивают поток, когда они застревают в сужениях пор. Зерна нерасширяющихся глинистых минералов специфически взаимодействуют с водой, но не способны набухать и распадаться в той же степени, что и зерна, содержащие расширяемые минералы. Приведенные в работе [14] исследования показали, что если пески коллектора содержали следы монтмориллонита, чувствительные к воде изменения проницаемости коллектора происходили из-за дисперсии и тонкой миграции: по мере увеличения обводненности набухающие глинистые плиты раздвигались и разрушались. В целом при благоприятных коллоидных условиях ненабухающие глины, такие как каолинит и иллит, могут высвобождаться с поверхности пор, а затем эти частицы мигрируют вместе с жидкостью, текущей через пористое образование. Напротив, набухающие глины, такие как смектитовые и смешаннослойные глины, сначала расширяются при благоприятных ионных условиях, а затем распадаются и мигрируют. Другими словами можно сказать, что ненабухающие глины также взаимодействуют с водой, но это взаимодействие меньше, чем у набухающих глин. Одним из параметров, также контролирующих степень изменения проницаемости пласта, является пространственное распределение глины внутри поровой структуры, что для природных песчаников связано с глинистым происхождением. Как набухающие, так и ненабухающие глины могут быть обломочными и аутигенными. Обломочные, или аллогенные, глины представляют собой дисперсную матрицу глинистых гранул и обломков размером, равным частицам песка [2, 15]. Аутигенные глины встречаются в виде рыхлых зеренных покрытий, выстилки пор, заполнения пор, псевдоморфных замещений и заполнения трещин и оказывают существенное влияние на качество коллектора. Аутигенные глины оказывают большее влияние на повреждение пласта из-за их прямой уязвимости к поровым жидкостям, чем обломочные глины, которые плотно упакованы в матрице породы. Монтмориллонит, обнаруженный в песчаниках, имеет как обломочное, так и аутигенное происхождение и выглядит как выстилка пор. Аутигенный каолинит является наиболее распространенным глинистым минералом в коллекторах песчаника и в основном образует чешуйки, заполняющие поры [16, 17]. Кроме типа и пространственного распределения глинистых минералов, еще одной важной составляющей, которая влияет на степень изменения проницаемости, является состав флюида. В основном снижение проницаемости происходит, когда закачиваемая вода менее минерализована, чем пластовая. Перемена в химическом составе водной среды меняет степень набухания, а также тип и количество обменных катионов, присутствующих между слоями монтмориллонита. Поскольку наличие соли в воде замедляет набухание глины [18], в работе [19] использовалась дистиллированная вода без добавления солей, чтобы максимизировать набухание глины и оценить ее максимальное влияние на проницаемость образца. Эксперименты [19] сочетали заводнение керна с рентгеновской μ-компьютерной томографией (μ-CT) для исследования набухания глинистых минералов и его влияния на проницаемость рыхлой пористой среды. На шарики натронной извести и зерен кварца добавлялась в качестве покрытия глина: набухающая (монтмориллонит) и ненабухающая (каолинит). Изменения проницаемости в экспериментах контролировали как функцию времени, используя чистую воду. Все образцы с глиняным покрытием показали снижение проницаемости на 10-40 %, по сравнению с аналогичными данными образцов без Рис. 1. Распределение содержания глинистых минералов и набухаемости пласта ЮВ1 по месторождениям покрытия. В целом проницаемость снижалась с увеличением содержания глины. Увеличение объема частиц монтмориллонита на 39 % наблюдалось методом ц-КТ сразу после насыщения образца водой, т.е. набухание происходило практически мгновенно после контакта воды с глиной. Напротив, частицы каолинита имели увеличение объема на 15 %, что, в первую очередь, было связано с гидратацией глинистых окатышей водой. Рассчитанное снижение пористости, связанное с набуханием глины, колебалось от 0,4 до 1,7 %, включая образцы, покрытые как монтмориллонитом, так и каолинитом. По оценкам авторов [19], такое снижение пористости приводит к снижению проницаемости всего на 2-5 %, что связано, в первую очередь, с высокой начальной пористостью и проницаемостью выбранных образцов. В целом исследование подтвердило, что мелкая миграция является основной причиной снижения проницаемости в большом количестве образцов, покрытых каолинитом (ненабухающей глины). Было обнаружено, что рост набухающих глин, таких как монтмориллонит, оказывает минимальное влияние на проницаемость в образцах с высокой пористостью (36-40 %). Распространение модели на образцы с более низкой пористостью и более высоким содержанием глины показало, что набухание будет в значительной степени способствовать снижению проницаемости [19]. По мнению автора [20], большой интерес вызывает исследование фазовых проницаемостей в случае совместной фильтрации нефти и пресной воды, приводящей к максимальному набуханию глинистых минералов. Но при длительной закачке пресной воды за счет диспергирования глинистых частиц происходит разрушение коллектора. Также набухание глинистой составляющей коллектора приводит к уменьшению эффективной пористости, в связи с чем возникает необходимость измерения насыщенности пласта с учетом новой эффективной пористости, что является непростой задачей. Изменение структуры порового пространства вследствие набухания глинистой составляющей на фильтрацию воды влияет значительнее, чем на фильтрацию углеводородной жидкости. По результатам исследования сделаны следующие выводы [20]: - набухание и деформация глинистых частиц, приводящих к перестройке структуры пористой среды, являются основными факторами, которые изменяют проницаемость породы и влияют на характер фильтрации воды в глиносодержащих коллекторах; - набухание глинистых частиц в породе-коллекторе оказывает селективное влияние на снижение подвижности фаз. Отношение предельных фазовых проницаемостей нефти и воды в набухшей породе возрастает, по сравнению с отношением этих параметров в консервативных пластовых системах. Эффект увеличивается с ростом интенсивности набухания породы. Методы исследования Существующие на сегодняшний день методы определения минерального состава горных пород методом рентгеноструктурного анализа (РСА) позволяют определить содержание глин различного минералогического состава, отнесенных к каолиниту, хлориту, слюдосодержащим частицам и т.д. Каждый глинистый минерал имеет различные коэффициенты набухаемости и растворимости, может по-разному оказывать влияние при фильтрации пресной и минерализованной воды на нефтевытесняющую способность [21, 22]. Анализ кернового материала, полученного из скважин, расположенных на месторождениях Западной Сибири, пластов терригенных отложений юрской группы (пласт ЮВ1) показывает, что преимущественным глинистым минералом является каолинит (рис. 1). Каолинит имеет слоистую структуру 1:1 и небольшую обменную способность оснований (3,3 мэкв/100 г для каолинита). Это ненабухающая глина, но она легко диспергируется и мигрирует [23, 24]. Для установления зависимости набухаемости от глинистых минералов проведен анализ результатов 1007 лабораторных образцов, которые были использованы для изучения минерального состава глинистых фракций [25]. Слои различных слоистых глинистых минералов сходны друг с другом и могут переслаиваться. Наиболее распространенные минералы построены двумя типами слоев (например, монтмориллонит-гидрослюда или гидрослюда-каолинит). Способность к набуханию у смешаннослойных минералов может быть выше, чем у монтмориллонитовых, так как чередование слоев может вызвать некоторое ослабление связи между индивидуальными структурными единицами [26]. Для выявления зависти набухаемости от различных глинистых минералов было построено значительное количество графиков. Однако зависимость установлена только между набухаемостью (Н) и смешанослойными обpазованиями гидрослюда-монтмориллонитового ряда (ССО), которая носит линейный характер. Зависимости Н = f(ССО) построены по 13 месторождениям. Квадрат коэффициента корреляции (R2) варьируется в диапазоне от 0,7735 до 0,9845. Примеры построения зависимостей по месторождениям приведены на рис. 2. По результатам построения зависимостей по 13 месторождений получена обобщенная зависимость (рис. 3), описываемая уравнением: Н = 0,3458 ∙ ССО + 0,1181. (1) Таким образом, с помощью полученного уравнения были определены значения набухаемости по месторождения, где присутствовали данные по ССО и отсутствовали - по набухаемости (месторождения 14 и 15). В таблице приведены данные о набухаемости - фактические и значения, полученные расчетным путем для проверки уравнения. В своей работе [27] авторы обратили внимание, что способы для определения коэффициентов пористости Кп и нефтегазонасыщенности Кнг пород на образцах керна, которые используются при подсчете запасов нефти, газа и при построении петрофизических зависимостей, не учитывают такие факторы, как набухание глинистого материала, потерю влаги набухания при высушивании образцов кернового материала, аномальную плотность влаги набухания (межслоевой воды) и остаточной воды. По мнению В.Д. Дахнова [28], объем влаги набухания глинистых частиц не учитывается из объема открытых пор породы и соответственно исключается при расчете коэффициента остаточной воды коллекторов. При лабораторных методах оценки для определения пористости и содержания остаточной воды проводят предварительную сушку образцов при температуре 105-120 °С. При этом часть межслоевой воды удаляется, что приводит к увеличению количества остаточной воды и открытой пористости. Другие авторы также отметили, что влага набухания удаляется из глин во время нагревания образцов при температурах от 70 до 250 °С и с уменьшением исходной влажности скорость удаления связанной воды выше [29-32]. Во время сушки образцов средней влажности при температуре не выше 105 °С потеря влаги набухания составляет около 10 %, в то время как при кипении в толуоле в интервале температур 110-120 °С потеря влаги составляет не меньше 15 % от общего количества. Экспериментальные данные На наш взгляд, важно знать о величине набухаемости по каждому продуктивному пласту и учитывать ее при проектировании системы заводнения [33], а также при подсчете запасов нефти и растворенного газа, так как их величина может быть завышена. Для определения влияния набухаемости на изменение пористости введем коэффициент снижения пористости за счет набухаемости и обозначим как Кпн. (2) где m - пористость, Н - набухаемость. Начальные геологические запасы нефти подсчитываются по формуле [34-36]: (3) где Qн - начальные геологические запасы нефти, тыс. т; F - площадь залежи, тыс. м2; hэф.н - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Кп - коэффициент открытой пористости, доли ед.; Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.; σн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3. Добавим Кпн к формуле для нахождения начальных геологических запасов нефти, получим (4): (4) Произведенный расчет запасов нефти по пласту ЮВ1 тринадцати месторождений показал, что при учете набухаемости глинистых минералов величина запасов снижается в среднем на 8,6 %. Диапазон снижения варьируется в диапазоне от 4,2 до 18,7 %. Значительное снижение отмечается по пластам месторождений с высоким Кпн. На рис. 4 приведено сравнение утвержденных запасов нефти и запасов, рассчитанных с учетом Кпн по месторождениям. Для установления зависимости влияния Кпн на добычу нефти, проведем регрессионный анализ [37-39] по месторождениям и смоделируем отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти, используя следующие параметры: проницаемость породы коллектора, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, песчанистость, расчлененность, коэффициенты охвата и нефтенасыщенности, пористость. В регрессионном анализе были использованы данные по месторождениям, находящимся не менее 20 лет в разработке. а б Рис. 2. Примеры построения зависимости набухаемости от ССО по месторождениям: а - месторождения 1; б - месторождения 2 Рис. 3. Зависимости набухаемости от ССО по месторождениям: месторождения обозначены разными цветами Данные о значениях набухаемости по пласту ЮВ1 месторождений Месторождение Количество исследований Набухаемость, % (факт) Набухаемость, % (расчет) R2 1 120 3,4 3,2 0,948 2 222 2,1 2,1 0,9585 3 78 0,7 0,8 0,9147 4 241 1,3 1,3 0,9464 5 85 0,8 0,7 0,8376 6 27 0,7 0,6 0,7819 7 45 1,9 1,9 0,9663 8 43 0,7 0,9 0,7735 9 26 1,8 1,9 0,9681 10 9 1,2 1,1 0,9845 11 31 1,7 1,7 0,9793 12 8 1,5 1,5 0,9715 13 19 0,8 0,9 0,9042 14 19 - 0,9 15 34 - 0,7 Примечание: * - по месторождениям отсутствовали данные о набухаемости глинистых минералов. Рис. 4. Сравнение запасов нефти по месторождениям Рис. 5. Результаты построения модели отбора от НИЗ Рис. 6. Результаты построения модели отбора от НИЗ с учетом Кпн Рис. 7. Зависимость отбора начально извлекаемых запасов от пористости М Рис. 8. Характеристики вытеснения по месторождениям По результатам регрессионного анализа нормированный R2 получился с отрицательным знаком (рис. 5). Коэффициент значимости F имеет достаточно высокое значение 0,67. Проведем регрессионный анализ и заменим значения средней по пласту пористости на пористость, пересчитанную с учетом набухаемости, и обозначим как М. Результаты построения приведены на рис. 6. Погрешность расчета составляет 1 %. Нормированный R2 имеет достаточно высокое значение. Построим зависимость Q = f(М), результаты построения приведены на рис. 7. Квадрат коэффициента корреляции составляет 0,657, что свидетельствует о существенной связи между рассматриваемыми параметрами. Таким образом, можно сделать вывод, что с увеличением набухаемости, которая влечет уменьшение порового пространства, отбор от начальных извлекаемых запасов снижается. При вытеснении нефти из продуктивных пластов происходит взаимодействие закачиваемой воды с глинистыми минералами породы, что приводит к значительным изменениям в динамике добычи нефти по месторождениям [40-43]. Особенно этот параметр может измениться при поддержании пластового давления закачкой пресной воды, так как состав закачиваемой воды существенно влияет на проницаемость коллекторов [44-49]. На рис. 8 приведены характеристики вытеснения по рассматриваемым месторождениям с идентичными системами разработки и плотностью сетки скважин. С начала разработки по месторождениям 1-3 и 8 для системы поддержания пластового давления использовалась пресная (речная) вода. Учитывая высокую набухаемость и небольшую величину пористости, возможно, закачка пресной воды привела к разрушению породы-коллектора, что подтверждает низкая выработка запасов (месторождения 1 и 2) и, наоборот, по месторождениям 3 и 8, характеризующимися противоположными значениями набухаемости и пористости закачка пресной воды не повлияла на отбор от НИЗ. Заключение 1. Проведен анализ результатов 1007 лабораторных образцов, которые были использованы для изучения минерального состава глинистых фракций. 2. Для выявления зависимости набухаемости от различных глинистых минералов было построено значительное количество графиков, установлена зависимость между набухаемостью и смешанослойными образованиями гидрослюда монтмориллонитового ряда, которая носит линейный характер. По результатам построения зависимостей по 13 месторождениям получена обобщенная зависимость, которая позволила рассчитать значения набухаемости по другим месторождениям. 3. Для определения влияния набухаемости на изменение пористости введен коэффициент снижения пористости за счет набухаемости (Кпн). 4. Произведенный расчет запасов нефти по пласту ЮВ1 тринадцати месторождений показал, что при учете набухаемости глинистых минералов, величина запасов снижается в среднем на 8,6 %. Диапазон снижения варьируется в диапазоне от 4,2 до 18,7 %. 5. Для выявления зависимости влияния Кпн на добычу нефти проведен регрессионный анализ по месторождениям и смоделирован отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти. Установлено, что данный параметр является весьма значимым в модели. Погрешность расчета составляет всего 1 %, это свидетельствует, что с увеличением набухаемости, которая влечет уменьшение порового пространства, отбор от начальных извлекаемых запасов снижается. 6. Показано, что закачка пресной воды привела к разрушению пород коллекторов месторождений с высокой набухаемость и небольшой величиной пористости, что подтверждается низкой выработкой запасов, для других месторождений, характеризующимися противоположными значениями набухаемости и пористости закачка пресной воды не повлияла на отбор от НИЗ.

About the authors

N. R. Krivova

Branch of the Tyumen Industrial University in Nizhnevartovsk

S. A. Leontyev

Tyumen Industrial University

References

Statistics

Views

Abstract - 2

PDF (Russian) - 2

PDF (English) - 2

Refbacks

• There are currently no refbacks.