CC BY
74
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.)2, П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.)2, С. В. Антонов (н.с.)2, Д. А. Бакулин (н.с.)2, Ю. Ф. Гущина (к.т.н., м.н.с.)1 В. А. Винокуров (д.х.н., проф., зав. каф.)1
Исследование гидротермального воздействия на породу Баженовской свиты
1Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, г. Москва, ГСП-1, В-296, Ленинский проспект, 65; тел. (499) 2339225, факс (499)1358895, e-mail:[email protected] 2ООО «Объединенный центр исследований и разработок»
119333, г. Москва, Ленинский пр., 55/1 стр.2. тел. 84957306101, факс: 84957306102,
e-mail: [email protected]
V. N. Khlebnikov2, P. M. Zobov2, S. V. Antonov2, D. A. Bakulin2,
Ju. F. Guschina1, V. A. Vinokurov1
The study of hydrothermal influence on the Bazhenov formation breed
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii Pr, 119331, Moscow, Russia; ph. (499) 2339589, fax (499)1358895, e-mail: [email protected]
2United Research & Development Centre 55/1, Leninskii Pr, str. 2, 119333, Moscow, Russia; ph. 84957306101, fax 84957306102,
e-mail: [email protected]
Представлено исследование гидротермального воздействия на породу Баженовской свиты в процессе вытеснения нефти перегретой водой. В ходе эксперимента проведено физическое моделирование гидротермального воздействия на нефтематеринскую породу Баженовской свиты при 100—250 0С. Показано, что на эффективность и скорость вытеснения нефти оказывают значительное влияние проницаемость и температура, а также процессы изменения смачиваемости, набухания и диспергирования глинистых компонентов породы.
Ключевые слова: гидротермальное воздействие; глинистые компненты породы; набухание; нефть Баженовской свиты; смачиваемость.
The purpose of the study was to investigate the hydrothermal influence on the breed of the Bazhenov Formation, study the process of oil displacement by superheated water. Conducted a physical simulation of the hydrothermal effects on the Bazhenov oil-source rocks at 100—250 oC. Shown that the significant influence to the efficiency and speed of oil displacement have the permeability and temperature, as well as evolution of wetability, swelling and dispersion of the rock clay components.
Key words: hydrothermal effects; oil of the Bazhenov formation; rock clay components; swelling; wetability.
В последние годы увеличивается интерес к «нетрадиционным» источникам жидких и газообразных углеводородов. В 2010 г. за счет добычи сланцевого газа США вышла на первое место в мире по производству газа. Растет интерес к сланцевому газу и нефти в Европе, где также имеются большие запасы горючих сланцев.
В России наиболее крупным «нетрадиционным» источником углеводородов является нефтематеринская Баженовская свита, площадь простирания которой составляет около
Дата поступления 28.09.11
1 млн км2 1. Баженовская свита сложена глинистыми (черными) сланцами, содержащими до 20—30 % твердого органического вещества (ТОВ). Геологические запасы жидких углеводородов оцениваются в ~1 м3 нефти на 1 м2 простирания, однако основное количество нефти запечатано в практически непроницаемой матрице породы Баженовской свиты.
В качестве источника энергии для десорбции и деблокирования нефти, создания вторичной пористости в матрице породы Баженовской свиты предполагается использовать метод термогазового воздействия (ТГВ) 2.
Суть ТГВ состоит в закачке воздуха в пласты, что приводит к генерированию эффективного вытесняющего газового агента (смесь азота, углекислого газа и паров углеводородов). Энергия горения ТО В позволит создать вторичную пористость в непроницаемой матрице нефтематеринской породы (растрескивание породы в результате теплового расширения и под давлением блокированных в породе газов, нефти и воды). Для продвижения теплового фронта в пласте и экстракции нефти наиболее подходит перегретая вода. Целью работы было исследование гидротермального воздействия на породу Баженовской свиты, т.е. изучение процесса вытеснения нефти перегретой водой.
Экспериментальная часть
Керны Баженовской свиты (Галяновское месторождение, скв. 2024) представляют собой твердую, слоистую, практически непроницаемую породу черного или черно-серого цвета. Обычные методы подготовки кернового материала к фильтрационным экспериментам в данном случае не подходили. Керн вручную разбивали на мелкие куски, затем размалывали в шаровой мельнице до порошкообразного состояния и просеивали через сито с размером ячеек 0.5 мм. Отбирали также фракцию вручную дезинтегрированного керна размером 2—5 мм. Насыпные модели пласта набивали дезинтегрированным керном, измеряли проницаемость моделей пласта по газу, насыщали пресной водой и измеряли проницаемость по воде (при 20—22 0С). Эксперименты при высоких температурах проводили на модернизированной фильтрационной установке УИК-5. Точность поддержания температуры в кернодер-жателе составляла ±1 0С.
Объем выделившейся из модели нефти измеряли трехфазным сепаратором-измерителем с ультразвуковым датчиком по разнице начального и текущего уровней жидкостей. В экспериментах из моделей пласта вытеснялось небольшое количество нефти, поэтому наблюдали заметный разброс значений. Для повышения точности измерения нефти замеры уровней проводили в 5—10 раз чаще, чем обычно принято, и усредняли полученные значения по 10—15 измерениям. Однако полностью избежать разброса данных на графиках не удалось (рис. 1—5).
Рис. 1. Динамика вытеснения нефти водой (опыт 9, 100 оС)
Рис. 2. Динамика вытеснения нефти водой (опыт 10, 150 оС)
Рис. 3. Динамика вытеснения нефти водой (опыт 11, 200 оС)
Рис. 4. Динамика вытеснения нефти водой (опыт 12, 250 оС)
1,6
А 1,4
0,6
« 0,4 е
В
0,2
О 0,5 1 1,5 2 2,5 3
Объем ЗЛКЛЧИВПНИЯ БОДЫ, п. о.
Рис. 5. Динамика вытеснения нефти водой (опыт 13, 200 оС)
В качестве вытесняющего флюида использовали перегретую пресную воду при давлениях выше давления насыщенного пара воды при температуре опыта. Пуск фильтрации воды и включение нагрева производили одновременно. Прогрев модели осуществляли за 0.5—1.5 ч при линейной скорости подъема температуры от 20—25 0С до температуры опыта. Было проведено 5 опытов при 100—250 0С. Результаты эксперимента приведены в табл. 1—3.
Для оценки результатов опыта использовали:
— степень вытеснения (отмыва) нефти -количество нефти (объем, мл) на 1 кг породы пласта Баженовской свиты;
— отношение проницаемости моделей пласта по воде при комнатной температуре к проницаемости при температуре опыта (К20/ К);
— «периоды индукции» на кривых вытеснения нефти, которые отсчитывали с момента прогрева моделей пласта до температуры эксперимента;
— скорость вытеснения нефти, для определения которой использовали линейные участки кривых зависимостей вытеснения нефти от времени.
Результаты и их обсуждение
Результаты фильтрационных экспериментов. В опыте 9-й эксперимент проводили при температуре (100 оС), близкой к пластовым температурам Баженовской свиты. Особенностью данной модели пласта является то, что проницаемость по воде при 20 оС значительно превышает проницаемость по газу, т.е. в процессе насыщения произошло переотложе-ние гидрофобных частиц породы и образование проницаемых «трещин» в пористой среде. Нефть из модели пласта вытеснялась водой практически сразу (без периода индукции) и после прокачки 2 п.о. воды выделение нефти прекратилось (рис. 1). Всего в ходе опыта из модели пласта выделилась нефть в количестве 3.1 мл на 1000 г породы.
Сопоставление результатов фильтрации воды при 20 и 100 оС показало, что в результате гидротермального воздействия проницаемость модели пласта снизилась в 13.1 раза, что указывает на набухание глинистых минералов породы. Момент стабилизации перепада давления (завершение процесса набухания глинистых минералов) и момент прекращения выделения нефти совпадают. Возможно, процесс набухания глинистых минералов оказывает отрицательное влияние на степень вытеснения нефти, запирая часть нефти внутри частиц породы.
Важным является то, что исходный керн Баженовской свиты является гидрофобным и не смачивается водой. Керн, извлекаемый из модели пласта в опыте 9 (и во всех последующих опытах), хорошо смачивался водой и представлял собой слипшуюся массу.
В опыте 10 при вытеснении нефти при 150 оС наблюдается «период индукции», затем вытеснение нефти водой происходило практически с постоянной скоростью, и после прокачки 2.33 п.о. воды степень вытеснения достигла значения 4 мл/1000 г породы, однако предел по нефти не был достигнут (рис. 2). Перепад давления при фильтрации воды стабилизировался после прокачки 0.7—0.8 п.о. воды и в дальнейшем практически не менялся. Отношение К20/КI при 150 оС было существенно меньше, чем в опыте при 100 оС, т.е. рост температуры уменьшает набухание глинистых частиц породы.
Характеристика моделей пласта из дезинтегрированного керна
Номер опыта Проницаемость по газу, мкм2 Масса породы, г Поровый (пустотный) объем, мл Тип пористой среды
По газу По воде
9 0.251 6.15 386.8 137.2 Дезинтегрированная порода
10 0.256 0.104 393.4 135.5
11 0.088 0.035 436.7 116.6
12 0.126 0.050 417.9 122.8
13 - - 359.3 147.5 Мелкие куски 2-5 мм
Таблица 2
Условия проведения и результаты фильтрационных опытов
Опыт Температура опыта, °С Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Количество нефти, мл/кг породы Скорость фильтрации, см3/ч Проти- водав- ление, МПа Проницаемость по воде, мкм2
9 19-20 2.39 0.0029 - 128 0 6.15
100 5.87 0.0025 3.1 30 3.0 0.470
10 20 1.8 0.0424 - 31.8 0 0.104
150 2.33 0.0171 4.0 30 3.0 0.045
11 21-23 2.64 0.0614 - 15.6 0 0.035
200 3.78 0.00539 5.0 30 3.0 0.104
12 20-21 2.44 0.0436 - 15.9 0 0.050
250 3.56 0.0404 >3.6 30 5.0 0.011
13 200 2.86 ?0 >1.4 30 3.0 -
Таблица 3
Влияние температуры на результаты экспериментов
Номер опыта о о 1— Проницаемость, мкм2 к20/к« Период индукции, ч Скорость вытеснения нефти, мл/(кгч)
По газу По воде при 20 °С, (К20) По воде при Т °С, (К,)
9 100 0.251 6.15 0.470 13.1 0 0.71
10 150 0.256 0.104 0.045 2.31 -0.5 0.41
11 200 0.088 0.035 0.104 0.34 3-3.5 1.27
12 250 0.126 0.050 0.011 4.55 -3 0.390
13 200 - - - - 0 0.365/0.0434
В опыте 11 исследовали вытеснение нефти водой из породы Баженовской свиты при 200 °С. Вытеснение нефти из модели пласта началось после достаточно большого периода индукции (-3—3,5 ч или после закачки 1.2—1.3 п.о. воды), т.е. значительно позже, чем в опытах № 9 и №10. Рост температуры не может замедлять процесс отмыва нефти из породы. По-видимому, причина заключается в проницаемости модели пласта. В опыте 11 была использована наименее проницаемая модель пласта, что, вероятно, и объясняет увеличение периода индукции.
Всего в ходе опыта было вытеснена нефть в количестве 5 мл/1000 г породы, что больше, чем в опытах 9 и 10, т.е. рост температуры флюида повышает степень извлечения нефти. Перепад давления в ходе фильтрации стабилизировался достаточно быстро, практически
сразу после прогрева. Разборка модели пласта показала, что частицы породы в результате гидротермального воздействия склеились, и извлечение породы из корпуса модели требовало заметных усилий.
В опыте 12 вытеснение нефти водой из породы Баженовской свиты при 250 °С началось после большого периода индукции (около 3,0 ч или после закачки приблизительно 1.2 п.о. воды), что значительно позже, чем в опытах № 9 и №10 при более низких температурах (100—150 °С). Следует отметить, что «периоды индукции» в опытах при 200 и 250 °С близки. Скорость выделения нефти при гидротермальном воздействии из породы Баженовской свиты при 250 °С была значительно ниже, чем при 200 °С. Всего в ходе опыта была вытеснена нефть в количестве около 4 мл/1000 г породы, предел по нефти не был достигнут.
Начало выделения нефти из модели пласта сопровождалось изменением вида флюида на выходе (после отстоя нефти): вода потемнела и приобрела неприятный «нефтехимический» запах, что указывает на вынос из пористой среды частиц твердых органических веществ (ТОВ) и глины. Проба окрашенной жидкости была приведена в контакт с петро-лейным эфиром. После перемешивания и отстоя было обнаружено, что органический и водный слои не изменили своего вида и окраски, т.е. в водной фазе не содержится солюбилизированной нефти.
Гидротермальное воздействие при 250 оС приводит к снижению проницаемости по воде модели пласта в 4.55 раза. Разборка модели пласта показала, что в результате гидротермального воздействия частицы породы склеились в большей степени, чем в опыте при 200 оС.
В опыте 13 исследовали вытеснение нефти водой из пористой среды, состоящей из 2—5 мм частиц керна (200 оС). Модель пласта насыщали пресной водой, выдерживали сутки при комнатной температуре и переходили к осуществлению гидротермального воздействия. Вытеснение нефти в данном опыте начинается практически сразу с началом опыта, т.е. «период индукции» отсутствует. Динамика вытеснения нефти из породы показывает, что процесс идет в две стадии. На первой стадии вытеснение нефти идет достаточно быстро, со скоростью, сопоставимой со скоростью вытеснения нефти из дезинтегрированной породы. Этот этап заканчивается приблизительно за 2.5 ч, после чего скорость отмыва нефти замедляется. Можно предположить, что на первом этапе нефть отмывается с поверхности породы и из крупных пор и трещин (образовавшихся при разрушении породы), а затем нефть отмывается из «матрицы» породы. Всего в опыте было вытеснено 1.4 мл нефти на 1000 г породы, однако предел по нефти не был достигнут. В конце опыта наблюдали небольшое помутнение воды на выходе из установки, вода приобрела неприятный «нефтехимический» запах, что указывает на диспергирование и вынос частиц ТОВ и глины.
Анализ результатов фильтрационных опытов. Проведенное исследование показывает, что при гидротермальном воздействии вытесняется нефть, а также изменяются свойства и смачиваемость породы пласта. Обработка водой при температуре 100—250 оС превращает гидрофобную породу Баженовской свиты в гидрофильную, хорошо смачиваемую водой.
Таким образом, порода Баженовской свиты является не гидрофобной, а гидрофобизированной (по-видимому, пленкой нефти или ТОВ).
«Периоды индукции» на кривых вытеснения нефти наблюдали только в случае низкопроницаемых пористых сред (опыты 10—12 при 150—250 оС) и не наблюдали для высокопроницаемых моделей пласта (опыты 9 и 13 при 100 и 200 оС). Таким образом, наличие «периода индукции» на кривых вытеснения нефти зависит от исходной проницаемости пористой среды, а не от температуры. По-видимому, вытеснение нефти из породы происходит в два этапа — первоначально горячая вода гидрофилизует поверхность породы, что приводит к отмыву нефти. Мобилизованная нефть накапливается в межзерновом пространстве, после чего вытесняется из пористой среды. При наличии в пористой среде значительных по размерам каналов процесс движения отмытой нефти из пористой среды ускоряется, и «период индукции» на кривых вытеснения не наблюдается. Результаты опытов 11 и 13 подтверждают предложенный механизм вытеснения нефти из породы коллектора.
На скорость процессов нефтеотмыва оказывает большое влияние изменение свойств породы при гидротермальном воздействии. Проведенные фильтрационные эксперименты показывают, что перегретая вода оказывает следующее влияние на породу Баженовской свиты (рис. 6, табл. 3):
— происходит инверсия смачиваемости породы (с гидрофобной на гидрофильную);
— в температурном интервале 100—150 оС глинистые компоненты породы значительно набухают в низкоминерализованной воде, что приводит к снижению проницаемости моделей пласта;
— нагрев до 200 оС подавляет способность глинистых компонентов керна набухать в пресной воде;
— при температурах 200 оС и выше наблюдается диспергирование частиц глины и ТОВ в пресной воде, а также слипание частиц породы в результате гидротермального изменения ТОВ породы.
Рост температуры увеличивает степень вытеснения (отмыва) нефти при гидротермальном воздействии на породу Баженовской свиты (табл. 3 и рис. 6). Как исходная проницаемость, так и ее изменение в ходе процесса оказывают сложное влияние на скорость вытеснения нефти. Максимальная скорость от мыва нефти наблюдается при 200 оС, т.е.
когда подавляются процессы набухания глинистых минералов. Минимальные скорости вытеснения нефти наблюдаются при 150 и 250 оС, т.е. когда протекают процессы набухания (150 оС) и диспергирование частиц глины (250 оС). По-видимому, как набухание, так и диспергирование частиц глины или ТОВ оказывают отрицательное влияние на процесс вытеснение нефти, т.к. приводят к сужению и кальматации каналов фильтрации в пористой среде.
Температура, С
Таким образом, гидротермальное воздействие позволяет извлекать нефть из плотной породы пласта Баженовской свиты. При использовании в качестве флюида пресной воды оптимальная температура воздействия составляет 200 оС.
При температурах 100 оС и выше вода быстро меняет тип смачиваемости поверхности породы с гидрофобной на гидрофильную, т.е. порода Баженовской свиты является гидрофо-бизованной, а не гидрофобной.
При температурах 100—150 оС наблюдаются процессы набухания глинистых минералов породы в пресной воде, что проявляется в снижении проницаемости моделей пласта.
При температурах выше 200 оС наблюдается замедление скорости вытеснения нефти, что связано с процессами диспергирования глинистых частиц породы и гидротермальными превращениями твердого органического вещества породы.
Литература
1. Клубова Т. Т. Глинистые коллекторы нефти и газа.— М.: Недра, 1988.— 157 с.
2. Хлебников В. Н., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А., Боксерман А. А // Баш. хим. ж.- 2010.- Т.17, №3.- С.111.
Рис. 6. Зависимость скорости вытеснения нефти (1), количества вытесненной нефти (2) и К20/К (3) от температуры
Работа осуществляется в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 годы
