|
УДК 553.98.061.4 |
|
|
|
©П.Н. Страхов, 1995 |
НЕКОТОРЫЕ ТЕХНОГЕННЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ ИХ ЗАВОДНЕНИЯ
П.Н. Страхов (ВНИГНИ)
В научной литературе уделяется очень мало внимания проблеме техногенных изменений продуктивных отложений в процессе разработки залежей нефти и газа. Однако она имеет большую научную и практическую значимость. Ее разрешение будет способствовать не только повышению эффективности использования существующих методов, но и позволит приступить к разработке принципиально новых технологий эксплуатации месторождений.
В последнее время все более распространяется мнение о низкой эффективности применения метода заводнения в процессе эксплуатации залежей углеводородов, приуроченных к карбонатным отложениям [2]. Значительное снижение значения коэффициента нефтеотдачи вызвано в первую очередь сложным строением пустотного пространства карбонатных отложений. Как правило, в породе присутствует несколько генетических разновидностей пустот, имеющих различные фильтрационно-емкостные свойства, причем очень часто сообщаемость между ними нарушена (Страхов П.Н., 1987, 1993). Кроме того, если при разработке залежи уже использовался метод заводнения, то возвращение к другим способам не дает желаемого результата [2]. Последнее убедительно указывает на то, что в пласте происходят необратимые изменения. Поэтому в данной ситуации нефтяникам следует либо отказаться вообще от метода заводнения и ограничиться применением пассивных методов эксплуатации залежей (упругого режима), либо разобраться в причинах низкой эффективности работы режима заводнения.
Анализ результатов исследований вторичных изменений карбонатных отложений позволил прийти к выводу, что данные породы очень "чутко" реагируют на внешние воздействия (Страхов П.Н., 1993, 1994). Нарушение физико-химического равновесия немедленно вызывает начало развития ряда процессов, приводящих к перемещению карбонатного материала внутри залежи и как следствие перераспределению пустотного пространства. Последнее в свою очередь влечет за собой изменение характера распространения фильтрационно-емкостных свойств в продуктивной толще. Поэтому в процессе разработки залежи особое внимание необходимо уделять контролю качества закачиваемой воды. И если при применении метода заводнения стараются исключить по возможности попадание в пласт сульфатной и фосфатной групп, вызывающих осаждение в порах и капиллярах гипса и фосфорита вследствие реакции закачиваемой воды с остаточной, то температурный фактор практически не учитывается. Однако он оказывает существенное влияние на особенности преобразования пустотного пространства в карбонатных отложениях.
В большинстве случаев в продуктивную часть разреза нагнетается вода, температура которой значительно ниже пластовой. Тем самым нарушается сложившееся равновесие в карбонатном объекте, что приводит к развитию комплекса физико-химических процессов.
Охлаждение продуктивного горизонта сопровождается общим уменьшением объема твердой фазы. И если принципиальная возможность "оседания" толщи в результате рассматриваемых преобразований не вызывает принципиальных возражений, то существенные горизонтальные перемещения отложений кажутся сомнительными. Объекту энергетически выгодней "разорваться" на определенное число блоков, чем осуществлять соответствующее движение. Следствием этого станет расширение существующих трещин и образование в напряженных зонах новых. Суммарный эффект данных преобразований значительный.
В качестве примера рассмотрим два крупных карбонатных массива, к которым приурочены месторождения Карачаганак и Тенгиз. Как показали расчеты, в случае равномерного охлаждения обоих объектов всего лишь на 1°С (такое охлаждение продуктивной толщи в принципе реально, если в пласт поступит ненагретая вода в объеме около 11 л на 1 м3 породы) первый просядет в центральной части на 25,2 мм, а второй - на 25,3 мм. При этом пустотный объем данных тел возрастет соответственно на 11,3 и 12,7 млн м3. Причем произойдет увеличение емкости (и в какой-то степени проницаемости) пустот, которые не содержат углеводороды. Это повлечет за собой улучшение фильтрующих свойств "обводящих каналов", что в свою очередь не может не оказать отрицательного влияния на характер эксплуатации залежи. Но если в данном абстрактном примере пустотный объем оказался рассеянным по залежи, то на практике он сконцентрируется в зоне активного нагнетания воды в пласт, где будет происходить наиболее существенное его охлаждение. В то же время в участках залежи, в пределах которых температура пород уменьшается, следует ожидать снижение упругой энергии пласта.
Расчет реальной высвобождаемой пустотной емкости является более сложной задачей, так как тело никогда не будет охлаждаться равномерно. Необходимо учитывать особенности термального расширения кристаллов карбонатной группы. Различные параметры кристаллической решетки неодинаково реагируют на соответствующие изменения температуры. Поэтому в результате охлаждения или нагревания кристаллов не происходит равномерного изменения их формы. В частности, в кристаллах кальцита (при температуре 50 °С) коэффициент теплового расширения в зависимости от ориентировки в кристалле изменяется в диапазоне от -3,76*10-6 до +25,64*10-6, доломита - от +4,5*10-6 до +22,5*10-6 м/(м*оС) [1]. Причем общее увеличение значения коэффициента термального расширения отмечается по мере уменьшения температуры. Поэтому на практике следует ожидать более существенные приращения пустотной емкости за счет образования трещин.
Закачиваемая вода (даже если она химически чистая) приведет к существенному перераспределению карбонатного материала в пласте в связи с тем, что карбонатные минералы имеют ретроградную растворимость (растворимость снижается по мере увеличения температуры). Вода, недонасыщенная карбонатным материалом, вначале будет способствовать растворению карбонатного материала, слагающего стенки пустот, а затем его осаждению по мере нагревания воды в более удаленных от скважины участках.
Попробуем оценить масштабы данных преобразований в карбонатных породах-коллекторах порового и каверново-порового типов, в которых пустотное пространство однородно и равномерно распределено по всему карбонатному телу. Определим зону, в пределах которой будет происходить растворение карбонатного материала в результате нагнетания воды в пласт. Насыщение воды (если их растворяющая способность не уменьшится, т.е. их температура будет равна пластовой) в зависимости от скорости их движения в пласте должно произойти в течение 2-3 ч [1,3]. В случае плоскорадиальной фильтрации бесконечно малое перемещение фронта насыщения описывается уравнением
dR = q*dt/2π*R*Кп (1)
где R - расстояние от центра скважины
t - время движения жидкости в пласте;
Кп - коэффициент пористости,доли единицы;
q - удельная приемистость пласта.
Интегрируя уравнение (1), получим максимальное расстояние от скважины, в пределах которого происходит растворение:
где Rc - радиус скважины.
В среднем, как показывают расчеты, максимальный радиус растворения составляет 2-4 м. В начальной стадии заводнения, когда еще не произошло охлаждение пород, залегающих в непосредственной близости от скважины, зона, в пределах которой происходит растворение карбонатного материала, должна иметь меньшие размеры, так как по мере продвижения воды будет происходить их прогрев, вызывающий уменьшение их растворяющей способности. Это в свою очередь приведет к сокращению времени насыщения нагнетаемых вод. Впоследствии по мере охлаждения продуктивных отложений данная зона будет увеличивать свои размеры до вышеуказанных пределов.
На практике должна наблюдаться более сложная картина, так как в карбонатных отложениях присутствует несколько поровых систем, имеющих различные структурно-емкостные параметры и, следовательно, соответствующие фильтрационные свойства. Скорость движения жидкости в поре прямо пропорциональна квадрату ее радиуса (Котяхов Ф.И., 1977). Поэтому в более мелких пустотах процесс насыщения закачиваемых вод закончится в ближайших к скважине участках. Необходимо учитывать также, что в непосредственной близости от скважины фильтрация воды в пустотном пространстве, как правило, будет происходить при турбулентном режиме. Это в свою очередь приведет к увеличению дифференциации скоростей движения флюида в пустотах с различными размерами и, следовательно, к существенному усложнению границы зоны растворения. Следует отметить, что наиболее значительное преобразование произойдет в начальной стадии заводнения, пока продуктивные отложения имеют более высокую температуру, чем нагнетаемая в пласт жидкость.
В пределах рассматриваемой зоны будет растворено следующее количество карбонатного материала:
где σТ - текущая растворимость карбонатного материала в воде, зависящая от температуры и давления;
t - время нагнетания воды в пласт;
Н - глубина залегания пласта (диапазон изменения от Н1 до H2);
qн - удельная приемистость пласта на глубине Н.
В зависимости от глубины залегания отложений и интенсивности нагнетания воды за 1 год должно растворяться от 100 до 10000 кг породы на 1 м скважины.
На определенном этапе фильтрации вод через пустотное пространство отложений произойдет их полное насыщение карбонатным материалом. После этого совершенно изменится характер взаимодействия между породой и движущимся флюидом. Дальнейшее продвижение жидкости в пласте будет сопровождаться увеличением ее температуры, что в свою очередь приведет к уменьшению растворимости карбонатного материала в воде. В поровой среде начнется формирование пересыщенного раствора, причем степень пересыщения будет последовательно увеличиваться по мере роста температуры флюида. Начнется осаждение карбонатного материала в пустотном пространстве. В общем виде кинетика процесса описывается формулой
Uoc =Кос(1-Ω)n,
где Uoc - скорость реакции осаждения;
Ω - коэффициент насыщенности раствора;
Кос - коэффициент скорости осаждения, зависящий от состава раствора и термобарических условий протекания реакции;
n - порядок реакции, зависящий от состава раствора.
Как показали экспериментальные исследования [1], интенсивность осаждения карбонатного материала не зависит от скорости течения воды. Скорость осаждения карбонатного материала прямо пропорциональна степени пересыщенности раствора и площади поверхности твердой фазы. На кинетику данного процесса большое влияние оказывает и химический состав вод [1]. В зависимости от наличия в составе вод определенных примесей процессы осаждения карбонатного материала могут как ускоряться, так и замедляться. Следует отметить, что в целом присутствие примесей не оказывает принципиального влияния на общую направленность этих процессов.
Исходя из изложенного следует ожидать, что осаждение карбонатного материала наиболее интенсивно будет происходить в более мелких порах. Во-первых, по мере уменьшения размера пустот происходит увеличение поверхности твердой фазы на единицу объема. Во-вторых, в более мелких пустотах воды прогреваются быстрее. Таким образом, различия в скоростях движения флюидов в пустотном пространстве породы будут увеличиваться. Это в свою очередь ведет к последовательному исключению пустотных систем из процесса вытеснения нефти водой.
При наличии в продуктивных отложениях трещин следует ожидать увеличение негативных аспектов рассматриваемого воздействия на пласт, так как осаждение "техногенного" карбонатного материала на стенках данных пустот вызовет исключение из разработки целых блоков пород.
Необходимо отметить, что указанные преобразования будут иметь необратимый характер. В случае нагнетания в пласт воды, температура которой равна пластовой, масштабы отрицательного воздействия на пласт существенно сократятся, поскольку не будет такого активного снижения растворяющей способности вод по мере их движения в пустотном пространстве карбонатных отложений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Карбонаты: минералогия и химия /Под ред. Р.Дж. Ридера. - М.: Мир, 1987.
2. Лысенко В.Д. Когда режим истощения лучше режима заводнения //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1994. - № 11. - С. 44-46.
3. Файф У., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. - М.: Мир, 1981.
The problem of technogene productive deposits alteration in process of oil and gas pools development is of great scientific and practical significance. Its solution will have a stimulating influence not only on increase in efficiency of the existing methods used but also allow to start elaboration of principally new fields development technologies. Application of water-flooding could substantially reduce oil recovery factor owing to complicated structure of pore space in carbonate deposits. The rocks under consideration are much sensitive to external effects. The physicochemical balance disorder immediately produces evolution of a variety of processes giving rise to the intrabody carbonate material movement , and as a consequence of it, to pore space redistribution. The latter in turn results in changing of permeability and porosity distribution character in the productive sequence. Therefore, in process of pool development a particular attention should be given to injection water quality control. This would require, among other things, to take into consideration a temperature factor.
The productive part of the sequence is being injected with water, temperature of which is much lower than that of formation water. Thereby, the balance which has been gained by that time in carbonate object is being disturbed that leads to evolution of a variety of physicochemical processes. The cooling of producing horizon is followed by general decrease of solids volume. Moreover, injection water (even though it is chemically pure) leads to substantial redistribution of carbonate material in the formation due to the fact that carbonate materials show retrograde solubility (solubility decreases along with temperature increase). Initially, water undersaturated with carbonate material will encourage solution of carbonate material that makes up pore walls, and then its precipitation as water is heated in areas more distant from wells. Carbonate material precipitation takes place most intensively in small-sized pores. Firstly, with pore size being decreased, the solid phase surface per unit volume increases. Secondly, waters are rapidly warmed up in small-sized pores. Thus, the differences in fluid movement rates in pore space are being increased that in turn results in successive pore systems elimination from water drive process.
In case of water injection which temperature is equal to the formation one the range of negative effect upon formation will be significantly decreased considering that such active drop in waters solvent ability as they move in pore space of carbonate deposits would not occur.