|
УДК 553.98.061.15(571.1) |
А.П. СОКОЛОВСКИЙ (ЗапСибНИГНИ)
В настоящее время по большинству разрабатываемых в Западной Сибири залежей коэффициент извлечения нефти не превышает 0,5. Остальные 50 % запасов нефти остаются пока в недрах, даже если при эксплуатации месторождения применяются методы интенсификации отбора. Большие сложности у разработчиков вызывают слабопроницаемые коллекторы, сложенные глинистыми песчаниками или алевролитами.
За последние годы в таких коллекторах открывается все больше залежей и подготавливается значительная часть запасов нефти. Все это делает проблему нефтеотдачи актуальной, требующей решения задач по извлечению нефти из коллекторов и изучения тех геолого-геохимических процессов, которые приводят к образованию залежей. Нам представляется, что нефтеотдача и формирование скоплений нефти являются составными частями единого физического процесса. В соответствии с положениями современной теории нефтеобразования предполагается формирование нефтяных залежей за счет мигрирующих в ловушку соединений УВ. Почему бы не создать «механизм обратного извлечения» нефти даже из слабопроницаемых коллекторов? Если же этого добиться нельзя, тогда следует объяснить, с помощью каких сил нефть проникает в «плохой» коллектор и почему такие силы действуют только в одном направлении? Чтобы получить более или менее достоверный ответ, по нашему мнению, необходимо проводить сравнительное изучение как процессов нефтеизвлечения, так и факторов, приводящих к образованию залежей. Поставленную задачу можно решить, если процессы образования скоплений нефти в природе воспроизвести экспериментально.
Когда нефтенасыщенный пласт неоднороден, то, как показывает опыт разработки нефтяных залежей, запасы из слабопроницаемой его части практически не вырабатываются, даже при режиме вытеснения нефти водой. Как подчеркивает В.С. Мелик-Пашаев, На Самотлорском месторождении в залежь пласта БВ8 закачку воды в нагнетательные скважины проводят при давлении на устье 15 МПа, которое предполагают довести до 19 МПа. С учетом глубины залегания пласта (2100 м) давление на забое составит около 40 МПа [2]. Не подлежит сомнению, что резкое увеличение давления нагнетания приведет к гидроразрыву пласта. И даже при таких условиях коэффициент извлечения нефти из пласта не превысит вышеуказанных средних величин. Из сказанного следует, что в естественных условиях при формировании залежей нефти такие перепады давлений в пласте создаваться не могли, тогда почему же нефть заполнила те поры, из которых ее нельзя извлечь? Вывод напрашивается только один: нефть образовалась в этих же порах. Но как тогда объяснить механизм миграции при обосновании перспектив нефтеносности и образования залежей нефти? Вопрос может стоять только так: существовала ли миграция нефти при формировании ее скоплений? Ответ должен быть однозначным - да или нет. Когда мы считаем, что залежь образуется за счет миграции нефти в ловушку из нефтесборных площадей, тогда не можем объяснить ни появления низких значений коэффициентов нефтеотдачи, ни причин, по которым нефть заполняет слабопроницаемые коллекторы, ни процесса нефтенасыщения битуминозных глин баженовской свиты и песчаных линзочек пласта АВ1, выделяемого под названием «рябчик», ни многих других сторон нефтегазонакопления. Если мы отрицаем миграцию как способ образования залежи, тогда следует объяснить, почему при вскрытии пласта нефть поступает в скважину, поскольку именно этот факт является основным аргументом при доказательстве возможности миграции.
Несмотря на многочисленные публикации, по вопросам миграции единого мнения пока нет. Вызвано это не столько сложностью рассматриваемого процесса, сколько тем, что большинство исследователей при обосновании миграции допускают в качестве источника нефти либо рассеянное ОВ (РОВ), либо химические элементы, образующие соединения УВ, находящиеся в глубоких подкоровых зонах. В настоящее время наибольшее распространение получила так называемая гипотеза органического происхождения нефти, согласно которой нефть образуется из органических остатков некогда живших организмов и растений, захороненных в осадок вместе с минеральными частицами. Так формируется РОВ, которое по мере усиления степени метаморфизма генерирует УВ-соединения. Чтобы сформировалась залежь, нефтяные скопления должны собраться в ловушку. Как видим, при такой схеме процессы миграции просто необходимы. Однако если мы проводим оценку перспективных ресурсов, то должны иметь четкие представления о первичном количестве РОВ, а не о тех его содержаниях, которые в настоящее время замеряются по образцам ископаемых пород, когда процессы генерации уже завершились. Определять объем РОВ в образцах пород, когда в них уже образованы залежи нефти, просто неправомерно. Например, мы установили, что в глинистых породах неокома Западной Сибири количество битумоидов достигает 0,2 %. В то же время известно, что в этих отложениях имеются залежи нефти. Напрашивается вопрос, а какое отношение это ОВ имело к уже сформировавшимся залежам? Ведь, кроме количества ОВ и того, что оно находится в исследуемой породе, ничего другого об этом ОВ мы не знаем.
Может случиться, что на стадии седиментации в осадках накопилось точно такое же количество ОВ, какое мы фиксируем в ископаемых породах. Тогда необходимо определить то ОВ (и его количество), из которого сформировались залежи нефти. Иными словами, необходимо установить действительный источник ОВ, генерирующий нефтяные УВ. Когда же мы утверждаем, что ОВ рассеяно, то совершенно не имеем представления об объеме, степени его рассеяния и литологических разностях осадков, где оно находится. В результате отсутствуют количественные характеристики источников нефти, необходимые для оценки перспективных ресурсов. Примером может служить тот факт, что в неокомских отложениях Среднего Приобья и южных районов Западной Сибири установлено одинаковое содержание РОВ, однако в южных районах залежи нефти отсутствуют.
Сторонники абиогенного происхождения нефти считают, что ее источником являются глубинные, подкоровые слои. Как видим, определенной ясности относительно исходного вещества в этом случае нет. Но для формирования залежи в соответствии с положениями о неорганическом генезисе нефти тоже нужна миграция. И хотя между сторонниками органического и абиогенного происхождения нефти продолжаются непримиримые споры, главным остается то, что у обеих гипотез отсутствуют сведения о конкретных первоисточниках исходного вещества, из которого образуется нефть.
Снова обратимся к понятию «миграция» и представим, что из остатков отмершего и захороненного в осадок организма образовалась УВ-молекула. Во-первых, такая молекула может появиться в любой части геологического тела (пласта), т. е. там, где, вероятно, могли захорониться в осадок остатки какого-то организма. Во-вторых, эта молекула находится в пространстве, уже полностью занятом минеральными частицами и поровой водой, поэтому с момента появления она должна «бороться за жизненное пространство». Кроме того, чтобы УВ-молекула начала двигаться, ей следует прежде всего оторваться от своего первоначального места. Если она образуется в глинах, размер пор в которых значительно меньше диаметра самой молекулы, то последней, чтобы вместиться в пору, необходимо вытянуться по ее длине. Тем самым увеличивается общая площадь соприкосновения молекулы с минеральной частью породы. Соответственно возрастает сорбционное и молекулярное сцепление нефти с породой, что, естественно, делает нереальным начальное движение нефти (это так называемая первичная миграция), но молекуле еще предстоит миграция от места образования нефти до ловушки. Такие расстояния могут быть значительными и определяются размерами нефтесборных площадей, границы которых проводятся по днищам впадин, а радиус иногда достигает 100 км. Существуют более крайние точки зрения на размеры миграции. Так, М.Я. Рудкевич допускает, что нефтяные залежи Среднего Приобья сформировались за счет нефти, мигрирующей из Усть-Енисейской котловины [1].
Если принять во внимание, что юрские и неокомские разрезы в Западной Сибири характеризуются резкой фациальной изменчивостью, то приведенный выше пример образования нефтяной молекулы однозначно указывает на невозможность миграции нефти в любом ее виде. ОВ, накапливающееся в глинистых осадках, сохраняется в них и в конечном счете образует то его количество, которое мы фиксируем при изучении ископаемых пород. Соответственно, в таком случае исключаются все разновидности как первичной, так и вторичной миграции нефти. Это означает, что из РОВ нефтяные залежи образовываться не могут. Из сказанного становится очевидным, что существующие методы изучения количества ОВ путем экстрагирования его из ископаемой породы для прогноза практически ничего дать не могут. Если такие исследования все же проводятся, то результаты их должны быть направлены скорее на выяснение причин, почему ОВ не эмигрировало из так называемой нефтематеринской породы, чем на определение прогнозных параметров.
В этой связи необходимо подчеркнуть, что существующие в настоящее время методы определения количества ОВ путем извлечения его из ископаемой породы различными растворителями не позволяют устанавливать первоисточники того вещества, из которого все же образуется нефть. Не зная источников такого вещества, нельзя «привязать» РОВ как к конкретным организмам (их остаткам после отмирания и захоронения), так и к определенным участкам (зонам) накопившегося пласта (тела). Поэтому чтобы понять, как и за счет каких организмов (растений) образуется ОВ или РОВ, необходимы экспериментальные исследования, моделирующие захоронение в осадках разного литологического состава (пески, глины и алевролиты) остатков различных организмов как в рассеянной, так и гомогенной форме. Путем создания условий, приближающихся к природным, можно наконец определить, какое количество ОВ и какого качества (его тип) поставляют те или иные группы организмов и растений в осадок. Определив условия и места обитания таких организмов, можно достаточно точно прогнозировать участки концентрации исходного ОВ, а также и залежи нефти.
При вскрытии нефтенасыщенного пласта скважиной нефть (при соответствующих перепадах давлений) начинает поступать из пласта. На первый взгляд, как будто и вопроса нет. Пластовое давление больше давления в стволе скважины, поэтому происходит вытеснение нефти из порового пространства пласта. Но когда таким же образом вскрывается глинистый пласт, который тоже обладает пористостью, а поры насыщены водой (возможно и нефтью, как в случае с битуминозными глинами баженовской свиты), то притока флюида в скважину не происходит. Почему? Ведь перепад давлений в пласте и в стволе скважины такой же, что и в случае с песчаным пластом. По-видимому, все зависит от размера пор в песчанике и глине, а также от размеров молекул флюидов, находящихся в этих порах. Диаметр пор в тонкоотмученных глинах, по данным И.И. Нестерова [3], не более 50-60 нм, соизмерим с кинематическим диаметром молекул газообразных УВ и намного меньше длины их свободного пробега (около 10-5 см). При этом также известно, что диффузия газов затруднена уже при диаметре пор, приближающемся к длине свободного пробега молекул (В.Н. Соколов, 1965 г.). Малая диффузионная проницаемость региональных и зональных покрышек относительно газообразных УВ ставит под сомнение возможность диффузии жидких УВ и тем более их фильтрацию (И.И. Нестеров, А.В. Рыльков и др., 1980 г.). Размеры пор в песчаниках значительно больше, чем в глинах. В песчано-алевролитовых породах различают три категории пор по их размеру: сверхкапиллярные (>0,5), капиллярные (0,0002-0,5) и субкапиллярные (<0,0002 мм). Породы, обладающие только субкапиллярной пористостью, практически являются нефте- и водонепроницаемыми. Что же касается размера молекул нефти, находящейся в нефтенасыщенном пласте, точно определить их величину пока не представляется возможным из-за неоднородного фазового состояния УВ-системы в пласте. По данным И.Н. Ушатинского [4], толщина оболочки связанной воды в глинах колеблется от нескольких до 100 нм, а толщина связанной нефтяной пленки достигает нескольких микрон. В порах песчаников из-за полярности УВ-молекул толщина связанной нефтяной пленки будет еще больше, чем в порах глин. Все это означает, что даже по капиллярным порам (нижний их предел) соединения УВ не могут перемещаться. Приведенные выше данные указывают на то, что движение нефти в поровом пространстве песчаников теоретически может происходить только в тех случаях, когда диаметр пор будет составлять не менее четырех диаметров нефтяной молекулы. Если пора полностью заполнена нефтью, то можно предположить, что две молекулы образуют связанную с породой нефтяную пленку, а две другие могут перемещаться. В рассматриваемом случае допустим принцип песочных часов, когда размер отверстия должен быть равным не менее, чем двум диаметрам песчинок, а все песчинки подбираются с одинаковым диаметром. При нарушении этих условий произойдет заклинивание песчинок. Если же в связанной нефтяной пленке, которой обволакивается внутренняя поверхность поры, окажется две и более молекул, то чтобы осуществлялось движение нефти, диаметр такой поры должен быть еще больше, как минимум, на двойную толщину пленки. С учетом полярности нефтяных молекул можно допускать, что такая пленка наслаивается из десятка и более молекул. И.Н. Ушатинский при изучении пористости в глинах допускает, что пора обволакивается двадцатью молекулярными слоями нефти и более (при диаметре одной молекулы 5-6 нм) [4]. Поэтому скорость и количество мигрируемой через поры нефти будут тем значительнее, чем больше свободное поровое пространство, под которым мы понимаем часть поры, не занятую нефтяной пленкой, связанной со стенками поры. Эта часть поры вначале заполнена нефтью, а после ее вытеснения теми флюидами, которые используются при интенсификации притоков. Когда же поровое пространство полностью занято связанной нефтяной пленкой, то никакой миграции быть не может, даже в случае увеличения перепадов давлений, приводящих к гидроразрыву пласта. Отсюда напрашивается вывод о том, что нефтяная залежь формируется не за счет мигрируемой в ловушку нефти, а за счет нефти, образовавшейся в тех же порах из накапливающегося одновременно с осадками ОВ. В противном случае невозможно объяснить наличие нефти в очень тонких порах так же, как и найти способы извлечь нефть из таких пор. Если бы формирование залежи шло за счет мигрирующих УВ, то при имеющейся фациальной невыдержанности пластов и частой изменчивости их коллекторских свойств в разрезах на путях мигрирующей нефти мы бы встречали «нефтяные барьеры-пробки».
Рассмотренные взаимоотношения нефти с вмещающей ее породой необходимо учитывать на стадии разработки залежи. Предлагая тот или иной метод повышения нефтеизвлечения, необходимо иметь представление о тех физико-химических процессах, которые произойдут при их применении, а также о том, какая часть коллектора будет реагировать на применяемое воздействие. Когда для поддержания пластового давления применяется различного рода заводнение (законтурное, внутриконтурное и др.), то в разработку может вовлекаться только та нефть, которая находится в «свободном» поровом пространстве. Количество полученной нефти будет таким же, как и ее содержание в этих свободных порах (имеется в виду эффективная пористость), которую можно извлечь существующими методами. При этом следует знать, происходит ли вовлечение в разработку тех пор (коллекторов), которые заполнены связанной нефтью. Если же нефть извлекается только из «свободных» пор, то происходит не повышение нефтеотдачи коллектора, а только увеличение скорости и сокращение времени отбора нефти из «хорошей» части коллекторов. Та же часть запасов, которые приурочены к низкопроницаемым коллекторам, методами заводнения в разработку не вводится, и как следствие этими методами нельзя повысить коэффициент общего нефтеизвлечения.
Методы теплового воздействия на пласт также не способствуют извлечению нефти из пор малого диаметра. Теплоносители, перегретый пар или вода, из-за больших потерь тепла влияют на нефть лишь в непосредственной близости от нагнетательной скважины и только в порах больших диаметров. По мере снижения температуры пар конденсируется. Образовавшаяся вода, как и при заводнении, не в состоянии проникнуть в поры малого диаметра.
Различного рода растворители, применяемые для повышения нефтеотдачи, при закачке их в нефтяной пласт оказывают влияние на изменение вязкости нефти только в «свободном» поровом пространстве и частично могут «смывать» оболочку связанной нефти. Проникнуть в поры малого диаметра растворители не могут, как и всякие другие флюиды, поскольку пространство этих пор занято связанной нефтью.
Таким образом, приведенные примеры воздействия на пласт различными методами показывают, что ни один из них не оказывает влияния на слабопроницаемые коллекторы. Это значит, во-первых, что нефтенасыщение таких коллекторов происходило только за счет того ОВ, которое сингенетично осадконакоплению. Во-вторых, в случае применения вышеуказанных методов не происходит вовлечения в разработку тех участков залежи, которые связаны с низкопроницаемыми коллекторами. Количество извлеченной при этом нефти образуется не за счет повышения коэффициента нефтеотдачи, а в результате увеличения скорости и сокращения времени отбора только той нефти, которая находится в свободном поровом пространстве. Кроме того, использование для заводнения пресных поверхностных вод приводит к дополнительной закупорке даже крупных пор. Глинистые частицы, цементирующие песчаные зерна при соприкосновении с пресной водой, разбухают и запечатывают мелкие и средние поры. На начальных этапах заводнения создается впечатление, что коэффициент нефтеотдачи увеличивается. Это происходит только за счет сокращения времени отбора нефти, а не вовлечения в нефтеотдачу слабопроницаемых коллекторов. В последующем нефтеотдача не только не увеличивается, а наоборот, постепенно сокращается.
Поэтому когда на стадии разведки выясняется, что в пределах залежи пласт сложен неоднородными коллекторами и выделены зоны или участки слабопроницаемых коллекторов (типа пласта AB11 - «рябчик» и др.), то совершенно очевидно, что такая залежь «in situ». Соответственно нефтенасыщение слабопроницаемых коллекторов произошло за счет ОВ, образовавшегося в этих же самых коллекторах. При разработке такой залежи и выборе методов воздействия следует непременно учитывать условия ее формирования. Такие залежи должны разрабатываться только сгущенной сеткой скважин, и ни в коем случае нельзя применять различные способы заводнения.
Сравнение физико-химических процессов, приводящих к скоплению УВ, с взаимосвязями нефти и породы при разработке залежей показывает, что нефть может мигрировать только при определенных условиях, а именно при наличии в породе «свободного» порового пространства. В слабопроницаемых коллекторах, размеры пор которых меньше или соизмеримы с диаметрами молекул нефти, никакого движения нефти быть не может, даже при условии гидроразрыва пласта. Нефтенасыщение таких коллекторов происходит за счет того ОВ, которое накапливается одновременно с осадками. Условия формирования нефтяных скоплений, особенно в низкопроницаемых коллекторах, должны непременно учитываться при разработке таких залежей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бочкарев В.С., Парфенов Л.М. Проблемы тектоники нефтегазоносных областей Сибири и Дальнего Востока // Геология и геофизика. - 1976.-№ 6.-С. 155-157.
2. Мелик-Пашаев В.С. Геология, разработка и разведка нефтяных месторождений. - М.: Недра.- 1979.- С. 262-265.
3. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления.- М.: Недра.- 1987.
4. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Труды ЗапСибНИГНИ. - 1978.- Вып. 96.- С 44-50.