НАЗАД

УДК 553.98

Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева (ВНИГНИ)

Возможность существования жидких УВ при высоких (>100 ⁰С) температурах и давлениях (>22 МПа) теоретически обоснована в работах Б.Ф. Андреева, А.И. Богомолова, А.Ф. Добрянского, Э.Б. Чекалюка и др. В практике бурения как в России, так и за рубежом были получены притоки жидких УВ с глубины более 5 км (Р.Г. Самвелов, Э.М. Лоджевская и др.).

Система флюидов в этих условиях залежи состоит из газовых УВ, паров нефти, нефти, паров воды и воды. При этом она пребывает в особой термобарической обстановке: давление выше критического давления воды (21,85 МПа), а температура ниже критической температуры воды (374 °С) и, видимо, большинства нефтей. В литературе имеются крайне ограниченные сведения по критической температуре нефти — от 250 °С для легкой нефти до 400 °С и более для относительно тяжелой. Определение критических точек смеси указанных компонентов — задача будущего. В настоящее время можно лишь утверждать, что смеси характеризуются температурой ниже критической, но по мере ее повышения стремятся к ней. С повышением температуры физические свойства газа — плотность, вязкость — растут, а нефтей — падают. Происходит сближение их физических свойств, ускоряющееся за счет все большего растворения нефтей в газе. В конечном счете поверхность между жидкой и газовой (паровой) фазами исчезает, поверхностное натяжение между ними стремится к нулю. Вместо поверхности раздела газ — нефть образуется переходная зона, которая может распространиться на всю залежь.

Анализ изменения нефти с глубиной и возрастанием температуры на природных объектах разных нефтегазоносных провинций (НГП), лабораторные эксперименты по их термическим преобразованиям, математическое моделирование процесса изменения нефти с глубиной позволяют сделать вывод о наличии закономерной направленности трансформации УВ-флюидов в зоне катагенеза, т.е. в зоне большой глубины и жестких термобарических ограничений. А.Ф. Добрянский (1961) отмечал, что основным законом катагенных превращений УВ с возрастанием глубины и температуры является переход от менее устойчивых, крупных, сложных, гибридных молекулярных соединений к более простым и устойчивым. Он писал, что уже при температуре 100 °С высокомолекулярные метановые УВ, имеющие положительный знак свободной энергии и поэтому неустойчивые термодинамически, склонны к превращению в более низкомолекулярные УВ. Ароматические кольца более устойчивы: с усилением катагенетических процессов они лишь "освобождаются" от парафинонафтеновых структур. Таким образом, по А.Ф.Добрянскому, изменения УВ-флюидов с увеличением глубины и температуры связаны с упрощением структуры УВ всех классов, приводящим к накоплению более низкомолекулярных метановых УВ и простых ароматических колец, уменьшением числа менее стойких полиметиленовых колец и снижением плотности нефти в целом.

Экспериментальные исследования Ал.А. Петрова [3] по термическому превращению нефти разных НГП лишь подтвердили теоретические представления А.Ф.Добрянского о катагенетических преобразованиях УВ нефти и конденсатов. При термолизе нефти в интервале температур от 150 до 400 °С отмечалось интенсивное газообразование и возрастание на 10-15 % бензиновых фракций в продуктах деструкции с высоким содержанием нормальных алканов и более низким (по сравнению с исходной нефтью) цикланов: алканы/цикланы = 1,5-2,0. Анализируя результаты термолиза нефти, Ал.А. Петров считает, что основным процессом является деструкция алканов, в первую очередь длинных парафиновых цепей, цикланов и аренов — отщепление от колец алкановых цепей. Им установлено, что связи С-С более прочные в кольцах, чем в алкановых цепях. Деструкция алкановых цепей приводит к общему уменьшению нормальных алканов С₂₅-С₃₁ и возрастанию концентрации алканов С₁₅-С₂₄.

По сравнению с природными условиями в экспериментах температурные воздействия были “мгновенны”. Недостаток "временной" длительности процессов термолиза компенсировался в опытах высокими температурами. Эти допущения позволили выявить общую тенденцию в превращении нефти на большой глубине с увеличением температуры, а именно — накопление легких бензиновых фракций, метанизацию их состава, избыток более легких алканов, главным образом С₁₂-С₂₁ за счет деструкции длинных цепей и отщепления их от цикланов и аренов. Одним из общих законов (по А.Ф.Добрянскому) катагенетических превращений нефти является принцип неуничтожаемости метильных групп и ароматических циклов.

Анализ корреляционных связей свойств и состава нефти с глубиной залегания, температурой и давлением дал возможность, используя уравнения регрессии при значимых коэффициентах корреляции, выявить направленность изменения свойств, состава и фазового состояния УВ-флюидов с глубиной и возрастанием температуры. Из расчетных данных в мезозойских и кайнозойских нефтегазоносных горизонтах Предкавказья в одновозрастных НГК до глубины 3 км могут быть встречены в основном нефтяные залежи, на глубине 3-4 км — нефтяные и газоконденсатные, на глубине 5-6 км — преимущественно газоконденсатные и газовые и в меньшей степени нефтяные. При этом плотность нефти имеет тенденцию снижения до 0,813-0,800 г/см³, а количество метанонафтеновой фракции — возрастания до 85-90 %.

Обобщение фактических материалов по изменению свойств нефти с возрастанием глубины их залегания по Прикаспию, Припятскому прогибу, Предкавказью, Южно-Каспийскому региону показало общую для всех НГП тенденцию снижения плотности нефти на глубине свыше 4-5 км до 0,850-0,800 г/см³ и возрастания содержания легких фракций с 30 до 75-80 % (Ботнева Т.А., Шулова Н.С., Молодых Г.Н., 1981; Ботнева Т.А., 1987; Ботнева Т.А., Нечаева О.Л., Шулова Н.С., 1988).

Более детальное рассмотрение фактических материалов по изменению свойств и состава нефти и конденсатов двух крупных НГП — Тимано-Печорской и Прикаспийской — выявило аналогичную тенденцию уменьшения плотности нефти. Особенно отчетливо это выражено в Прикаспийской НГП, где с увеличением глубины залегания с 1000 до 6000 м плотность уменьшается от 0,850-0,900 до 0,800 г/см³. Резкий скачок в изменении плотности отмечается на глубине свыше 4,5-5,0 км, при температуре 100 °С и выше и пластовом давлении более 40 МПа. В Тимано-Печорской НГП такой скачок снижения плотности нефти наблюдается на той же глубине при температуре около 120 °С и давлении 70 МПа.

В отличие от нефти плотность конденсатов возрастает с увеличением глубины залегания, температуры и давления. Так, в Тимано-Печорской НГП плотность конденсатов увеличивается с 0,700 г/см³ на глубине 2-3 км до 0,800 г/см³ на глубине 5-6 км, при температуре свыше 100 °С и давлении более 60 МПа.

Подобное изменение плотности конденсатов от 0,780 до 0,822 г/см³ наблюдалось и в Прикаспийской НГП. Изменение свойств нефти (облегчение) и конденсатов (утяжеление) наиболее интенсивно происходит в интервале глубин 5-6 км, при температуре выше 100 °С и давлении выше 60 МПа.

Обобщение экспериментальных данных и фактического материала показывает, что на большой глубине (> 5 км) могут существовать залежи со своеобразными УВ-флюидами. По своим свойствам эти флюиды занимают промежуточное положение между типичной нефтью и типичными конденсатами, они также содержат значительное количество растворенного газа. Источниками газа являются: во-первых, органическое вещество пород, которое на большой глубине в условиях высоких температур (стадии катагенеза МК₃ и МК₄) генерирует газообразные УВ- При МКз соотношение жидких и газообразных УВ (нефть/газ) составляет 0,5, а при МК₄ — 0,2 [2]; во-вторых, нефть, которая в процессе термокаталитических преобразований выделяет много газообразных УВ.

По составу и состоянию полученной в скважине продукции часто невозможно судить о физическом состоянии залежи. Залежь может быть газоконденсатной с нефтяной оторочкой, нефтяной с большим газовым фактором и, наконец, "переходной" — единой фазой в виде смеси паров жидких УВ и газа. Перечисленные состояния предполагают существенную разницу в условиях разработки. Для определения реального состояния залежи требуется проведение дополнительных исследований.

В более жестких термобарических условиях (температура 280-350 °С) жидкие УВ и вода становятся неограниченно растворимыми друг в друге. Верхняя газонефтяная (или паронефтяная) переходная зона сливается с нижней — водонефтяной, образуя единую залежь. Неограниченная взаиморастворимость — признак нахождения флюидов в надкритическом или близком ему состоянии. При приближении к такой зоне наблюдается резкое повышение растворимости ранее не растворимых друг в друге флюидов. Такие признаки различных по химическому составу нефти и воды фиксируются уже при достижении 120-150 °С и становятся очевидными при температуре 180 °С. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом, через парообразное состояние также приближаются к описываемому типу залежей. Видимо, их следует называть залежами критического состояния. В этих залежах система флюидов становится однородной, исчезает поверхностное натяжение, появляются флуктуации плотности и состава, резко изменяется фазовая проницаемость (нет фаз, есть молекулы разного состава и размера) и т.д. Границы такой системы флюидов будут определяться исключительно емкостью и термодинамической обстановкой, направлением миграции — наличием ее путей и энергией системы.

По данной многоплановой проблеме в настоящей статье рассматривается только один вопрос: соотношение воды и нефти в пористой среде. Поскольку в основном осадочные породы гидрофильны, то они и послужили объектом исследования. Прежде всего необходимо выяснить, в каком виде могут находиться вода и нефть одновременно в коллекторе. Для этого рассмотрим следующие варианты (рисунок). Следует отметить присутствие пленки воды во всех без исключения случаях. Полное заполнение поры водой (см. рисунок, А) или нефтью (см. рисунок, Б) предполагает свободное перемещение этих флюидов по всему ее объему в соответствии с законом Дарси. В гидрофильных породах вода будет стремиться вытеснить нефть из мелких пор в более крупные (при гидрофобности — обратная картина). Таким образом, в одном и том же коллекторе нефтеносной части залежи могут сосуществовать поры, заполненные как нефтью, так и водой. В продуктивных скважинах вода появляется с самого начала, даже если скважина расположена в нефтяной части, вдали от контура нефтеносности. Количество ее изменяется незначительно (до появления конусов или языков обводнения) в зависимости от соотношения водо- и нефтенасыщенных пор и условий фазовой проницаемости.

Показано также равновесное состояние при проникновении нефти в породу (см. рисунок, В). Для начала движения нефти необходимо преодолеть сопротивление разделяющей поверхностной пленки (силы Лапласа). Для этого потребуются тем большие усилия, чем больше поверхностное натяжение и меньше радиус пор. В работе скважины будет отчетливо наблюдаться "начальный градиент”, или градиент прорыва (по [4]). В связи с электростатической природой поверхностных явлений допустимо изменение нефтеотдачи под действием изменения электрического поля. Поверхностное натяжение на границе воды и нефти с ростом температуры убывает, стремясь к нулю в области критических температур. Однако заметное убывание отмечается уже при значениях температуры больше 100 °С и давлении больше 92 МПа. При этом уменьшается вязкость нефти и воды.

В следующем случае (см. рисунок, Г) предполагается образование пузырьков УВ в воде (нефти, газе). В поре возможно всплывание пузырьков под действием сил гравитации. Препятствием для такого продвижения является сужение каналов пор в местах их соединения. Для прохождения капли через суженную часть необходимо изменение формы капли — увеличение ее поверхности, для чего требуется затрата дополнительной энергии (эффект Жомена). Скопление таких капелек (см. рисунок, Д) может вызвать образование соответственно водонефтяной или газовой эмульсии. Она малоподвижна, однако может быть разрушена воздействием электрических полей. Вытянутые цепочкой вдоль канала капли могут образовать струю (см. рисунок, Е), неравномерную по толщинам. Работы В.Б.Савченко и А.Л.Козлова обосновывают благоприятное течение УВ в такой форме. При повышении пластовых температур и давления пластовые флюиды стремятся к критическому состоянию. Это состояние характеризуется бесконечной растворимостью флюидов друг в друге (как пар в паре), отсутствием поверхностей раздела и поверхностного натяжения, гравитационного разделения и т.д. Массоперенос может происходить по механизму файлюации [1].

Критические точки нефтегазоводяных систем изучены очень слабо. Их проявления в значительной мере установлены в условиях выше критического давления воды (22 МПа) и при температуре более 100 °С, но особенно отчетливо — выше 150-240 °С. Указанные температуры уже не рассматриваются как большая редкость, и поэтому с наличием близкритических явлений следует считаться. Собственно таким проявлением указанных событий можно считать появление конденсата в газе. Вряд ли в этом случае можно вести речь о действительном растворении жидких УВ в газе. Широко распространенное в литературе мнение о растворимости жидкой нефти в газе малооправданно с физической точки зрения. Правильнее было бы говорить о смешении с газом паров легкой нефти. При этом конденсат утяжеляется и усложняется по составу по мере роста температуры. Яркий пример схождения состава нефти и конденсата приведен в работе Т.А. Ботневой, О.Л. Нечаевой, Н.С. Шуловой (1988). В залежах УВ, находящихся при давлении выше критического давления воды, на парообразовании нефти и воды особенно резко сказывается изменение температуры. Такие залежи предполагается именовать "близкритическими”, или проще — "критическими”. Единая по своей природе масса с низкой вязкостью, без поверхностей раздела, с почти отсутствующими гравитационными разделами будет иметь наиболее благоприятные условия для перемещения.

Описываемые соотношения условно показаны густотой точек (см. рисунок, Ж). Четкий водонефтяной или газовый контакт отсутствует, заменяясь переходной зоной. В залежах могут наблюдаться "переходные" зоны в двух случаях. Первый — при относительно низких температурах в части более мелких (по диаметру) пор сохраняется вода, которая затем и поступает вместе с нефтью (газом) в скважину. Второй — "критические"залежи: пары воды, нефти и газа находятся в одной и той же поре. Вследствие отсутствия пленок поверхностного натяжения и слабости гравитационного разделения (густота точек на рисунке, Ж) деление на фазы отсутствует, так же как и фазовая проницаемость.

Существование коллекторов на большой глубине доказано получением больших притоков флюидов. Следует иметь в виду, что помимо процессов, ведущих к ухудшению или даже исчезновению коллекторов (уплотнение, цементация), проявляются процессы, создающие обратный эффект — выщелачивание, образование тектонических или контракционных трещин, недоуплотнение. Остановимся лишь на недоуплотнении — как факторе, редко упоминаемом в литературе. Для уплотнения коллекторов, заполненных плохоотжимающимися флюидами (вода, нефть), требуется удалить флюиды из пор (миграция, химические новообразования с меньшим объемом). Процессы удаления флюидов и уплотнения коллекторов протекают одновременно и взаимосвязанно. Если удаление флюидов затруднено или не идет вообще, то уплотнение коллекторов прекращается либо соответственно замедляется. В коллекторах возникает АВПД, время существования которого определяется скоростью уплотнения породы и скоростью релаксации давления в ней. Разумеется, с ростом давления значение трещиноватости в об разовании коллекторов повышается, если не в качестве существенного прироста объема пустотности (он очень мал — 2-4 %), то в виде образования каналов для перемещения флюидов.

В то же время породы-неколлекторы в приповерхностных условиях, например глины, могут стать жесткими в связи с потерей воды, флюидов и соответственно эластичности и преобразоваться в коллекторы для "критических флюидов”. Таким образом, в ПР с глубиной возможно улучшение свойств коллекторов и ухудшение свойств покрышек.

Перестройка структуры ПР не может не отразиться на их энергетической характеристике. Пластовая энергия в таких резервуарах распределяется в соответствии с их гидростатикой и гидродинамикой артезианских бассейнов. Однако существование ПР с таким характером распределения энергии типично только для самых верхних частей осадочной толщи. При погружении на глубину вследствие уплотнения пород и различных вторичных геохимических процессов ПР дифференцируются в соответствии с ранее описанными явлениями. Не затрагивая здесь вопроса об изменении вещественного состава, отметим резкое изменение основных свойств коллекторов ПР — пористости и проницаемости. Если даже ранее коллекторы ПР были более или менее однородны (разумеется, по пористости и проницаемости), то теперь проявляется неоднородность различных частей вплоть до почти полной их изолированности друг от друга. Внешними признаками служат смена артезианского типа гидродинамических режимов на элизионные и появление аномальных давлений. В начале процесса характерна боковая миграция флюидов. Величина потенциальной энергии залежей по отношению к соответствующей энергии всего ПР при этом мала. Далее по мере дифференциации ПР возникают все большие затруднения с боковой миграцией. Многочисленные проявления естественных гидроразрывов могут привести к эмиграции флюидов из ПР в другие благоприятные зоны. Наблюдается также рост упругой потенциальной энергии (АВПД), распределение энергии начинает приобретать дискретный характер. Разница в потенциальной энергии залежей и ПР в целом начинает уменьшаться, а в отдельных зонах (блоках) они становятся тождественными.

В каждом блоке такого резервуара может образоваться своя ловушка и возникнуть залежь со своим контуром нефтеносности или "переходной зоной”. Возникающие ловушки могут быть ограничены не только разрывами, но и зонами вторичных изменений в коллекторах (речь не идет о группе ловушек, обусловленных пликативными дислокациями). Обычно в таких случаях изображают залежь, экранированную разрывами, тем самым доказывая наличие разрыва самим существованием залежи, а не наоборот. Сложилось не очень достоверное мнение об экранирующих свойствах разрывов. Большей частью предполагается экранирование поверхностью скольжения. При этом обязательным условием становится превышение амплитуды разрыва над толщиной пласта. Проведем некоторую параллель с учением о сопротивлении материалов. В последнем отмечается переход деформаций (дислокаций) от упругих через пластичные (пликативные) к разрывным. Пластические деформации характеризуются уменьшением толщины образца, изменением его текстуры и в конечном счете переходом в разрыв. Пликативные дислокации (пластичные деформации) сопровождаются уменьшением толщи (флексура), перетеканием масс (В.В.Белоусов и др.). Уменьшение мощностей неизбежно сопровождается уменьшением пористости и проницаемости, т.е. возникновением барьера для миграции (ловушка). Об этом говорят, например, исследования M.Antonellini и A.Agdin [5]. Зону же разлома, заполненную, как правило, тектонической брекчией, следует рассматривать как секущий пласт с присущими ему значениями (и изменениями во времени) пористости и проницаемости.

1. "Критические"залежи газа и нефти могут существовать, по крайней мере, до глубины с давлениями до 100 МПа (а может быть, и более) и температурой до 350-400 °С.

4. В условиях большой глубины, высоких температур и давлений возможно появление "дифференцированных пластовых резервуаров" неравномерным распространением в них АВПД.

2. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М.Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жуков и др. — М.: Недра, 1981.

5. Antonellini M., Agdin A. Effect of faulting on fluid in porous sandstones: petrophysical properties // Bull. Amer. Assoc. Petrol., Geol. — 1994. — Vol. 78, no 3. - P. 147-175.

© Н.А.Еременко, Т.Л.Ботнева, 1998