Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование углеводородных систем в объёме и граничных слоях на минеральной поверхности

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование углеводородных систем в объёме и граничных слоях на минеральной поверхности"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

ШЕЛЯГО ЕВГЕНИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В ОБЪЁМЕ И ГРАНИЧНЫХ СЛОЯХ НА МИНЕРАЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

2 2 СЕН 2011

Москва 2011

4853591

Работа выполнена на кафедре «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

доцент Язынина Ирэна Викторовна Официальные оппоненты: доктор технических наук

Иктисанов Валерий Асхатович кандидат технических наук Губанов Владимир Борисович

Ведущая организация: ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится «/У » 2011

г. в

/Г

часов в ауд.

заседании диссертационного Совета Д.208.200.08 по защите диссертаций на соискание учёной степени кандидата технических наук при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1,119991, Ленинский пр-т, 65.

Автореферат размещён на Интернет-сайте Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина www.gubkin.ru

Ш^Мз 2011г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан « ,/ 2011 г.

Учёный секретарь диссертационного Совета,

д.т.н., проф. Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

При добыче нефти необходимо учитывать физико-химическое взаимодействие пластовых флюидов с поверхностью минералов, слагающих породу-коллектор. При взаимодействии жидкости с твёрдой поверхностью формируется граничный слой жидкости со свойствами, отличными от свойств жидкости в объёме. В поровом пространстве продуктивного пласта толщина граничного слоя пластовых флюидов может быть соизмерима с радиусом поровых каналов, поэтому состояние граничного слоя во многом определяет значения проницаемости и коэффициента вытеснения. В связи с этим изучение особенностей формирования граничного слоя углеводородов в поровом пространстве пород-коллекторов является актуальной научной и практической задачей. Полученная информация даст представления о протекающих в пласте процессах, позволит выбрать оптимальный способ разработки нефтяного месторождения.

Молекулярные процессы, происходящие в продуктивном пласте, напрямую связаны с важнейшими параметрами продуктивного пласта: проницаемостью и коэффициентом вытеснения. Формирование граничного слоя нефти за счёт её высокомолекулярных полярных компонентов приводит к гидрофобизации поверхности минералов, что значительно влияет на фильтрацию пластовой воды, её вытесняющую способность. Вытеснение нефти происходит наиболее полно при замещении граничного слоя нефти водой. При закачке различных веществ в продуктивный пласт меняются свойства граничного слоя на поверхности минералов и, как следствие, фильтрационные характеристики пласта. В настоящее время существуют различные химические реагенты, действие которых направлено на изменение свойств пластовых флюидов, гидрофобизацию или гидрофилизацию пласта. Их используют для направленного регулирования фильтрационных процессов, увеличения нефтеотдачи, интенсификации работы скважин.

Несмотря на широкое применение модификаторов поверхности, влияние характера смачивания на фильтрационные процессы является дискуссионным вопросом.

Изучение граничного слоя углеводородных систем на поверхности минералов пород-коллекторов позволит разработать новые и улучшить существующие химические реагенты для воздействия на пласт, научно обоснованно выбрать модификаторы поверхности для заданных условий залегания нефти, с целью изменения фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Цель работы

Целью диссертационной работы является определение состояния граничного слоя углеводородов в поровом пространстве горных пород и оценка его влияния на проницаемость горных пород и коэффициент замещения углеводородов пластовой водой.

Основные задачи

1. Разработка методики определения граничного слоя углеводородов в поровом пространстве естественных образцов керна и его изменений под действием различных химических реагентов.

2. Определение фазового поведения и состояния граничного слоя модельных углеводородных систем в поровом пространстве насыпных (искусственных) моделей горных пород.

3. Определение состояния граничного слоя углеводородных систем в естественных образцах горных пород и его роль в процессах фильтрации углеводородов, замещения углеводородов пластовой водой.

4. Определение влияния гидрофилизатора и гидрофобизатора минеральной поверхности на граничный слой, состояние пластовых флюидов, фильтрационные характеристики горных пород.

Научная новизна

1. Предложена новая методика изучения граничного слоя углеводородов на минеральной поверхности горных пород в их естественном состоянии, позволяющая связать фильтрационные характеристики горных пород и состояние граничного слоя углеводородов.

2. Экспериментально установлено влияние состояния граничного слоя углеводородов на фильтрационные характеристики образцов горных пород при фильтрации углеводородов и при их замещении пластовой водой. Определена качественная и количественная зависимость проницаемости горных пород по пластовой воде при замещении углеводородов и коэффициента замещения от величины и времени поперечной релаксации граничного слоя углеводородов.

3. Экспериментально установлен растянутый фазовый ..переход углеводородных систем на поверхности кремнезёма, кварцевого песка и естественных горных пород.

4. Впервые получены значения толщины граничного слоя н-алканов С2оН42, С21Н44 и их бинарной смеси (1:1) в межчастичном пространстве кремнезёма методом ядерного магнитного резонанса. Сделан вывод, что граничный слой бинарной смеси состоит из чётного „н-алкана С20Н42. Показано, что молекулы н-алканов ориентируются параллельно минеральной поверхности кремнезёма.

5. Показано, что толщина граничного слоя чётного и нечётного н-алкана по-разному меняется в присутствии асфальтенов, нафтеновых кислот и смол.

Практическая значимость

1. Предложенная методика позволяет исследовать адсорбционно-связанные углеводороды, определять их качественное и количественное изменение под действием химических реагентов в поровом пространстве естественных пород-коллекторов, исключая

влияние капиллярных эффектов. Информация о состоянии граничного слоя может быть использована для оценки эффективности обработки пласта различными химическими реагентами.

2. Получена аналитическая зависимость проницаемости горных пород по пластовой воде при замещении углеводородов и коэффициента замещения от величины граничного слоя, которая позволяет прогнозировать фильтрационные характеристики продуктивного пласта по изменениям свойств граничного слоя, определять влияние химических реагентов на фильтрационные характеристики пласта.

3. Показано, что гидрофилизатор <^СА-1» и гидрофобизатор «АБР» минеральной поверхности можно использовать для направленного изменения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта, но неэффективно использовать в качестве вытесняющего агента из-за снижения коэффициента замещения.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на:

1. Студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2006",

2. Студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2007",

3. Студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2008",

4. 7-ой Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", 2007,

5. Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов», 2010,

а также научных семинарах кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 13 печатных работ, в том числе 3 статьи - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, 4 глав, выводов. Содержание диссертации изложено на 166 страницах, содержит 66 рисунков, 24 таблицы и список использованной литературы из 103 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ведении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и основные задачи исследований, научная новизна работы, практическая значимость.

В первой главе представлен обзор работ отечественных и зарубежных исследователей, в разное время занимавшихся изучением свойств жидкостей в граничных слоях на минеральной поверхности.

Граничный слой углеводородных систем на минеральной поверхности определяется как слой жидкости с измененными под действием поверхностных сил свойствами.

Представлены основные положения теории поверхностных сил, изложенные в работах Дерягина Б.В, Чураева Н.В., Муллера В.М., Ребиндера П.А., Русанова А.И., Духина С.С., Ролдугина В.И., Квливидзе В.И., Киселева A.B., Киселева В.Ф., Ильина Б.В., Щукина Е.Д. и др. Показано, что надёжным критерием определения граничного слоя является изменённая под действием твёрдой поверхности температура кристаллизации прилегающих слоев жидкости.

Определение граничного слоя как жидкости с изменённой температурой кристаллизации требует рассмотрения процессов образования

твёрдой фазы в объёме нефти. Данная область рассмотрена в работах Сафиевой Р.З, Сюняева Р.З, Туманяна Б.П„ Брусиловского А.И., Баталина О.Ю., Кучерова В.Г., Городецкого Е.Е., Ашмяна К.Д., Намиота А.Ю., Требина Г.Ф., и др.

В работах Мархасина И.Л, Фукса Г.И., Требина Ф.А., Гиматудинова Ш.К., Котяхова Ф.И., Михайлова H.H., Гусмановой Г.М., Кусакова М.М., Кошелева И.М., Мазепа Б.А., Булейко В.М., Кузнецова A.M., Строкиной В.Р., Злобина A.A., Тульбовича Б.И., Ребиндера П.А., Розенберга Ю.И., Бабаляна Г.А., Шахназарова A.A., Мухаринской Л.А., Неретина В.Д., Белорай Я.Л. и др. рассмотрено взаимодействие нефти с минеральной поверхностью, представлен обширный экспериментальный материал. Для исследования граничного слоя нефти использовались различные методы, в том числе метод плоскопараллельных дисков, метод центробежного поля, метод капиллярного давления, резонансный метод. Общим недостатком этих методов является невозможность изучения естественных горных пород.

Влияние смачиваемости на фильтрационные характеристики горных пород, эффективность извлечения нефти является важным предметом для изучения, поскольку изменение граничного слоя в процессе разработки продуктивного пласта влечёт за собой изменение естественного характера смачивания. Представлен обзор работ В.Г. Андерсона, Е. Аммота, Кузнецова A.M., Михайлова H.H., Гиматудинова Ш.К., Демахина С.А., Демахина А.Г., Губанова В.Б., и др., изучавших влияние смачиваемости на фильтрационные характеристики горных пород, эффективность извлечения нефти. Показано, что вопросы, связанные с изменением естественного характера смачивания горных пород химическими реагентами изучены в недостаточной степени.

В качестве нового метода изучения граничного слоя предложен метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Для решения научных и прикладных задач нефтедобычи данный метод использовали Злобин A.A., Захарченко Т. А., Неретин В.Д., Топорков В.Г., Белорай Я.Л., Чижик В.Н.,

Чернышёв Е.С., Аксельрод С.М., Султанов С.А., Губайдуллин А.А., Фельдман А.Я., Мурцовкин В.А., Кононенко И.Я. и др.

Во второй главе представлены объекты и методы исследования.

Объёмные свойства углеводородов изучались на примере нефтей, характеризующихся различным составом и вязкостью, индивидуальных н-алканов и их бинарных смесей различной концентрации. На основании исследований объёмных свойств были выбраны модельные углеводородные системы для изучения граничного слоя на поверхности минералов.

Граничный слой углеводородов изучался в межчастичном пространстве насыпных моделей и поровом пространстве естественных образцов терригенных горных пород.

В качестве насыпных моделей использовался диоксид кремния с различными значениями удельной поверхности (200 и 0,0127^ м2/г). В межчастичном пространстве насыпных моделей изучались чётный и нечётный н-алканы С20Н42 (эйкозан) и С21Н44 (генэйкозан), их бинарная смесь (1:1 (масс.)). На последующих этапах изучалось влияние ..полярных компонентов нефти на граничный слой указанных н-алканов. В указанных н-алканах растворялись нафтеновые кислоты, смолы, асфаль,тены (в присутствии бензола) в одинаковой концентрации 0,5% (масс.).

Граничный слой углеводородов в поровом пространстве естественных пород-коллекторов изучался на примере образцов керна Тевлино-Русскинского месторождения с близкими значениями пористости, но различными значениями проницаемости от 11 до 100 мД. Поровое пространство горных пород заполнялось углеводородными жидкостями на основе гептадекана Ci7H36 с добавками нафтеновых кислот, асфальтенов, гидрофобизатора «АБР» одинаковой концентрации 0,5% (масс.).

В работе моделировалось замещение углеводородов в поровом пространстве естественных пород-коллекторов пластовой водой и пластовой водой с добавкой водорастворимого гидрофилизатора «WCA-1». В качестве модели пластовой воды использовалась вода с минерализацией 20 г/л NaCl.

Гидрофобизатор «АБР» - углеводород-растворимый гидрофобизатор и деэмульгатор, применяется при подготовке буровых растворов для предупреждения слипания частиц глины. Является продуктом конденсации талового масла и олеиновой кислоты с полиэтиленполиамином, катионактивный ПАВ. Гидрофилизатор «WCA-1» - водорастворимый гидрофильный сополимер DMDAAC и акриламида.

Малая концентрация добавок не изменила объёмных свойств углеводородов и пластовой воды (температура кристаллизации, вязкость, плотность, время поперечной релаксации) во всех случаях, что экспериментально контролировалось.

При проведении экспериментов использовались следующие методы.

Для определения объёмных свойств жидкостей использовались: термофотометрический метод (для определения температуры образования твёрдой фазы), ротационный метод определения вязкости, методы термогравиметрии и дифференциальной сканирующей калориметрии (для определения состава нефтей), метод отрыва кольца (для определения поверхностного натяжения).

Для определения удельной поверхности дисперсного диоксида кремния использовался метод низкотемпературной адсорбции паров азота (метод БЭТ).

Для определения свойств естественных горных пород использовались: метод капилляриметрии (для определения капиллярных характеристик горных пород, распределений пор по радиусам), лазерный метод гранулометрического анализа. Определение проницаемости горных пород по газу и жидкости проводилось на установке стационарной фильтрации.

Для определения свойств граничного слоя использовался метод ЯМР. Исследования проводились на импульсном ЯМР-анапизаторе Spin-Track по резонансу протонов 'Н на частоте 7,5 МГц (Во=0,18 Тл). Прибор рассчитан на стандартный размер образца керна цилиндрической формы 30x30 мм.

В третьей главе приводятся результаты исследования объёмных свойств углеводородов.

На основании литературного обзора был предложен метод определения граничного слоя углеводородов как вещества с пониженной под действием поверхности минералов температурой кристаллизации. Образование твёрдой фазы в природных нефтях выходит за рамки процесса кристаллизации. Присутствие в нефти высокомолекулярных полярных веществ обусловливает процесс её стеклования. Склонность углеводородной системы к тому или иному типу фазообразования определяется её составом. Изучение фазообразования в объёме углеводородов направлено на определение объекта для изучения свойств граничного слоя.

Кристаллизация изучалась термофотометрическим методом для индивидуальных н-алканов (эйкозан и декан) и их бинарных смесей различной концентрации. Были определены температуры кристаллизации н-алканов, совпадающие со справочными данными и впервые получена фазовая диаграмма бинарной системы «эйкозан-декан».

Совместное изучение кристаллизации и стеклования проводилось на примере нефтей различной вязкости, содержащих различное количество парафинов, асфальтенов, смол.

На основании проведённых исследований сделан вывод, что определение граничного слоя нефти с большим содержанием полярных компонентов как вещества с изменённой температурой кристаллизации является отдельным вопросом изучения. Этот вывод используется при выборе объекта исследования граничного слоя - моделей нефти, включающих кристаллизующиеся н-алканы с добавками полярных компонентов нефти. На примере нефтей различной вязкости показано, что малое процентное содержание смол и асфальтенов в маловязких нефтях не оказывает значительного влияния на тип фазообразования. Исследование граничного слоя целесообразно начинать с простых кристаллизующихся веществ, и по мере их изучения усложнять углеводородную систему, вводя в

неё добавки различных полярных компонентов. Концентрация добавок должна быть первоначально маленькой, чтобы их действие отражалось на поверхностных свойствах жидкости, но не отражалось на объёмных. Это приблизит модель к реальной нефти и одновременно позволит выделить вещество граничного слоя по изменённой температуре фазообразования.

В четвёртой главе представлены результаты изучения граничного слоя углеводородных систем в поровом пространстве насыпных и естественных горных пород.

На рис.1 представлены кривые, показывающие количество жидкой фазы чётного, нечётного н-алкана и их бинарной смеси (1:1 (масс.)) в насыпных моделях мелкодисперсного диоксида кремния (удельная площадь поверхности 200 м2/г). Из полученных кривых видно, что в межчастичном пространстве диоксида кремния присутствует жидкая'фаза н-алканов при

Рисунок 1. Температурная зависимость'содержания жидкой фазы углеводородов для систем:' а - эйкозан С2оН42 (Ткр в объёме - 35,5 йС) + 8Ю2 б - генэйкозан С21Н44 (Ткр в объёме - 40,5 °С) + БЮг в - эйкозан+генэйкозан (1:1 мае.) + БЮ^ -12-

Снижение температуры используется как методический приём, позволяющий выделить углеводороды, находящиеся под влиянием поверхности, и характеризующиеся пониженной температурой кристаллизации, т.е. граничный слой. При низких температурах кривые (рис.1) выходят на постоянный уровень, пропорциональный толщине граничного слоя. По известным значениям удельной поверхности частиц твердой фазы были рассчитаны толщины граничного слоя н-алканов и их бинарной смеси. Толщина слоя эйкозана на поверхности кремнезёма 6,4 А, генэйкозана - 3,8 А, бинарной смеси эйкозана и генэйкозана 7,6 А. Сделан вывод о большем влиянии поверхности кремнезёма на чётный н-алкан.

Толщина граничного слоя чётного н-алкана превышает толщину граничного слоя нечётного н-алкана. В бинарной смеси толщина граничного слоя соответствует чётному н-алкану. Этот факт согласуется со сделанным ранее выводом о большем влиянии поверхности кремнезёма на четный н-алкан и позволяет сделать предположение, что в бинарной смеси граничный слой состоит преимущественно из чётного н-алкана. Для спадов сигнала намагниченности были построены дифференциальные распределения времён поперечной релаксации, которые также свидетельствуют о большем влиянии поверхности кремнезёма на чётный н-алкан.

Полученные значения толщины граничного слоя и известные размеры молекул н-алканов позволяют сделать вывод об укладке молекул н-алканов параллельно минеральной поверхности.

Далее изучалось влияние состава углеводородной системы на толщину граничный слой чётного и нечётного н-алканов посредством введения добавок полярных компонентов нефти. Установлено, что граничные слои чётного и нечётного н-алканов по-разному реагируют на одинаковые добавки. Добавка нафтеновых кислот не изменила толщину граничного слоя чётного н-алкана, но значительно увеличила толщину граничного слоя нечётного. Добавка асфальтенов наоборот, увеличила толщину граничного

слоя чётного н-алкана, но не повлияла на нечётный. Добавка смол не изменила толщину граничного слоя обоих н-алканов.

Для насыпного образца кремнезема с удельной поверхностью 0,0127 м2/г толщина граничного слоя эйкозана составила 1,57 мкм, а генэйкозана -0,54 мкм. Для исключения влияния удельной поверхности на толщину граничного слоя была определена безразмерная величина граничного слоя как массовая доля граничного слоя от общего содержания жидкости в образце. Эта доля для генэйкозана в образцах разной дисперсности составляет 10-11%, для эйкозана 20-30%. На основании этого сделан вывод о некорректности сравнения абсолютных значений толщин граничного слоя для систем «горная порода-углеводород» различного состава. Далее использовалась величина граничного слоя.

Таким образом, использованная методика позволяет регистрировать толщину граничного слоя углеводородной системы и время его поперечной релаксации в межчастичном пространстве насыпных моделей горных пород. Далее изучались углеводороды в поровом пространстве естественных пород-коллекторов.

Было проведено комплексное исследование, включающее фильтрацию углеводородных систем различного состава, их замещения пластовой водой, моделирование обработки поверхности порового пространства гидрофобизирующим и гидрофилизирующим реагентом. При помощи новой методики определялись толщина и время поперечной релаксации граничного слоя углеводородов, которые сопоставлялись с фильтрационными характеристиками образцов горных пород. Интересно было выявить особенности замещения пластовой водой углеводородных систем различного состава, характеризующихся разным состоянием граничного слоя, установить влияние гидрофобизатора и гидрофилизатора на граничный слой углеводородов, состояние флюидов в поровом пространстве, фильтрационные характеристики горных пород.

Эксперимент состоял из нескольких повторяющихся для каждого образца керна этапов. Каждый этап включал в себя насыщение экстрагированного образца керна одной из углеводородных систем известного состава, измерение параметров граничного слоя, определение проницаемости по углеводородам, замещение углеводородов пластовой водой, измерение проницаемости по пластовой воде при замещении углеводородов, определение коэффициента замещения, времени поперечной релаксации пластовой воды в порах образца, экстрагирование образца. Таким образом, на разных этапах для каждого образца керна менялся состав флюидов в поровом пространстве и состояние граничного слоя, но само поровое пространство образца оставалось неизменным. Ниже перечислены этапы эксперимента:

1. Насыщение образцов керна гептадеканом, замещение пластовой водой.

2. Насыщение образцов керна гептадеканом с добавкой нафтеновых • кислот, замещение пластовой водой. г^.

3. Насыщение образцов керна гептадеканом с добавкой асфальтенов, замещение пластовой водой.

4. Насыщение образцов керна гептадеканом с добавкой гидрофобизатора «АБР», замещение пластовой водой.

5. Насыщение образцов керна гептадеканом, замещение пластовой водой с добавкой гидрофилизатора «\VCA-1».

6. Промывка образцов керна пластовой водой после этапа 5.

Термин «коэффициент замещения» используется вместо термина «коэффициент вытеснения», поскольку при проведении экспериментов не моделировалось присутствие остаточной воды и не учитывались упругие свойства образцов керна и жидкостей.

Рассмотрим предложенную методику эксперимента на примере первого этапа для одного из образцов керна.

Экстрагированный образец керны насыщался гептадеканом (Т,ф=20 °С) под вакуумом. Регистрировался спад сигнала намагниченности всех

углеводородов в поровом пространстве при температуре 25 °С, определялась амплитуда полученного спада А0 (на рис.2 в качестве примера представлены экспериментальные данные для образца №29).

Рисунок 2. Спады сигнала намагниченности для различных веществ в поровом пространстве образца керна №29: 1 - гептадекан (100% насыщение) при 25 °С, 2 - гептадекан (100% насыщение) при 4 °С

3 - пластовая вода и гептадекан после замещения при 25 °С

4 - пластовая вода и гептадекан после замещения при 4 °С

Далее насыщенный гептадеканом образец охлаждался до 4 °С, регистрировалась амплитуда спада А, (рис.2) пропорциональная количеству углеводородов в граничном слое и время поперечной релаксации вещества граничного слоя. По соотношению амплитуд А1/Ао определялась безразмерная величина граничного слоя. Преимуществом использования данного параметра вместо толщины граничного слоя в абсолютных единицах является возможность сравнивать величину граничного слоя для разных образцов керна.

Далее на фильтрационной установке определялась проницаемость насыщенного образца по гептадекану при 25 °С

Далее через насыщенный гептадеканом образец при 25 °С на фильтрационной установке прокачивалась пластовая вода с тем же значением расхода, что и гептадекан, определялся коэффициент проницаемости по пластовой воде при замещении гептадекана.

Далее определялся • коэффициент замещения гептадекана пластовой водой. Регистрировался спад сигнала намагниченности гептадекана и воды при 25 °С амплитудой А2 (рис.2). Далее образец охлаждался до 4 "С, регистрировался спады сигнала намагниченности воды и граничного слоя гептадекана амплитудой Аз. Количество углеводородов, оставшихся в образце после замещения водой определялось как Аув.оая.= А2-А3+А¡.

А — Л

"О ув.ост.

Коэффициент замещения определялся как --~-.

Л

Спад сигнала намагниченности, определённый при 4 °С, характеризует пластовую воду в порах образца, поскольку углеводороды граничного слоя имеют сравнительно малое время релаксации и их составляющая спада затухает в течение 2-4 мс (Рис.2). По данным спадов сигнала намагниченности пластовой воды определялись распределения времён поперечной релаксации пластовой воды. В конце этапа образец экстрагировался от гептадекана и воды.

Таким образом, на протяжении каждого этапа определялись:

• Величина граничного слоя углеводородов

• Время поперечной релаксации граничного слоя углеводородов

• Коэффициенты проницаемости по углеводородам и пластовой воде при замещении углеводородов

• Коэффициент замещения.

• Время поперечной релаксации воды в порах образца после замещения

Полученные значения сравнивались, определялись коэффициенты корреляции величины граничного слоя углеводородов и времени его поперечной релаксации с фильтрационными характеристиками.

Экспериментально полученные значения величины граничного слоя соответствуют доле адсорбционно-связанных углеводородов в поровом пространстве горной породы. Предложенная методика определения данного параметра исключает влияние капиллярных эффектов.

Экспериментально установлено, что величина граничного слоя определяется составом углеводородной системы. В исследованных объектах нафтеновые кислоты и гидрофобизатор «АБР» увеличили граничный слой, асфальтены - не изменили. Время поперечной релаксации вещества граничного слоя также определяется составом углеводородной системы. Все изученные полярные добавки уменьшили время релаксации граничного слоя, что говорит об их поверхностной активности. Наибольшей поверхностной активностью (при одинаковых концентрациях добавок) обладает гидрофобизатор «АБР».

Все добавки изменили проницаемость горных пород по углеводородам. Добавка нафтеновых кислот и асфальтенов незначительно увеличила проницаемость, добавка гидрофобизатора «АБР» - уменьшила. Малые коэффициенты корреляции между величиной граничного слоя, временем его поперечной релаксации и проницаемостью по углеводородам указывают на то, что изменение проницаемости горных пород по углеводородам не находит своего отражения в определяемых параметрах граничного слоя.

Изученные добавки увеличили проницаемость горных пород по пластовой воде при замещении углеводородов. При одинаковой концентрации наибольшим эффектом обладает добавка гидрофобизатора «АБР». Установлено, что проницаемость по пластовой воде при замещении различных углеводородных систем пропорциональна величине граничного слоя углеводородов. Проницаемость по пластовой воде при замещении углеводородной системы обратно пропорциональна времени поперечной

релаксации углеводородов граничного слоя, характеризующего его молекулярной подвижности.

Все изученные добавки полярных компонентов снизили коэффициент замещения углеводородов пластовой водой. Снижение коэффициента замещения сильнее всего проявляется в присутствии гидрофобизатора «АБР». Коэффициент замещения углеводородов увеличивается с ростом времени релаксации углеводородов граничного слоя, т.е. с ростом его молекулярной подвижности. Коэффициент замещения обратно пропорционален толщине граничного слоя углеводородов.

Была получена аналитическая зависимость проницаемости по пластовой воде при замещении углеводородных систем и коэффициента замещения от величины граничного слоя углеводородов. Зависимость позволяет прогнозировать значения проницаемости по пластовой воде и коэффициента замещения при изменении величины граничного .слоя для пород схожего литологического типа, анализировать эффективность действия различных химических реагентов.

Показано, что гидрофобизатор «АБР» увеличивает проницаемость по пластовой воде при замещении углеводородов, а гидрофилизатор «WCA-1» -снижает. Гидрофобизатор «АБР» и гидрофилизатор «WCA-1» снижают коэффициент замещения углеводородов. На основании анализа времён поперечной релаксации воды в порах горных пород после замещения углеводородов установлено, что вода в присутствии гидрофилизатора и гидрофобизатора фильтруется через более крупные поры, что является причиной снижения коэффициента замещения.

Полученные выводы говорят об эффективности применения описанной методики для сопоставления фильтрационных характеристик образцов керна с параметрами граничного слоя, изучения тонких молекулярных эффектов в поровых средах.

Общие выводы

1. Предложена методика определения граничного слоя углеводородов в поровом пространстве естественных пород-коллекторов, исключающая влияние капиллярных эффектов. Величина граничного слоя соответствует количеству адсорбционно-связанных углеводородов, не извлекаемых из горной породы без применения физико-химических МУН. Изменение величины граничного слоя позволяет оценить эффективность физико-химических МУН.

2. Получена аналитическая зависимость проницаемости по пластовой воде при замещении углеводородных систем и коэффициента замещения от величины граничного слоя углеводородов. Зависимость позволяет прогнозировать значения проницаемости по пластовой воде и коэффициента замещения при изменении величины граничного слоя для пород схожего литологического типа, анализировать эффективность действия различных химических реагентов.

3. Установлено, что проницаемость по пластовой воде при замещении углеводородов и коэффициент замещения зависят от молекулярной подвижности углеводородов граничного слоя.

4. Показано, что гидрофилизатор «\^СА-1» и гидрофобизатор «АБР» минеральной поверхности можно использовать для направленного изменения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта, но неэффективно использовать в качестве вытесняющего агента из-за снижения коэффициента замещения.

5. Методом импульсного ЯМР установлено, что обработка порового пространства горных пород гидрофилизатором «АУСА-1» и гидрофобизатором «АБР» приводит к перераспределению фильтрационных потоков. В обоих случаях вода фильтруется через более крупные поры, что является причиной снижения коэффициента замещения углеводородов пластовой водой после обработки.

Методом импульсного ЯМР впервые получены значения толщины граничного слоя н-алканов С20Н42, С21Н44 и их бинарной смеси в межчастичном пространстве диоксида кремния. Показано, что молекулы н-алканов С20Н42 и С21Н44 ориентируются параллельно минеральной поверхности диоксида кремния. Сделано предположение, что граничный слой бинарной смеси состоит из чётного н-алкана С20Н42.

Установлено, что толщина граничного слоя чётного и нечётного н-алкана по-разному меняется в присутствии асфальтенов, нафтеновых кислот и смол.

Публикации по теме диссертации

Туманян Б.П., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Низкотемпературные свойства нефтяных систем при охлаждении». Технологии нефти и газа, №1, Москва, 2010.

Туманян Б.П., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Состояние граничных слоёв углеводородных систем». Технологии нефти и газа, №4, Москва, 2010. Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Особенности вытеснения углеводородных систем различного состава пластовой водой из горных пород». Нефть, газ и бизнес, №2, Москва, 2011.

Гундаков М.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Изучение термических свойств твердых парафинов методом зеркального отражения». Сборник тезисов 60-ой студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2006", Москва, 2006.

Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Экспериментальное изучение процессов фазообразования в нефти». Сборник тезисов 61-ой студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2007", Москва, 2007. Козлова Т.Л., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Oil phase transfer experimental research». Сборник тезисов 61-ой студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2007", Москва, 2007.

Гундаков М.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Экспериментальное изучение процессов фазообразования при охлаждении нефти». 7-я Всероссийская научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", Москва, 2007

Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Роль вязкости в процессах фазообразования нефти». Сборник тезисов 62-ой студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2008", Москва, 2008.

Козлова Т.Л., Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Oil phase condition and rheology dependency». Сборник тезисов 62-ой студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2008", Москва, 2008. Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Особенности поведения природных углеводородных систем, склонных к кристаллизации и стеклованию при изменении температуры». Труды РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина №1, Москва, 2009.

Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Сборник лабораторных работ по курсу "Физика нефтяного и газового пласта", ч.2». Издательский центр Москва, 2009.

Шеляго Е.В., Язынина И.В. «Фазовое состояние углеводородных систем в объёме и граничных слоях». Сборник тезисов XVII Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов», 2010.

Подписано в печать: 03.09.11

Объем: 1,5 усл.п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 468 Отпечатано в типографии «Реглет» 119526, г. Москва, Страстной бульвар, 6/1 (495)978-43-34; www.reglet.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шеляго, Евгений Владимирович

Введение.

Глава 1. Состояние жидкости в объёме и граничных слоях на минеральной поверхности.Ю

1.1. Граничные слои воды.

1.1.1. Температура плавления.

1.1.2. Плотность.

1.1.3. Диэлектрическая проницаемость.

1.1.4. Вязкость.

1.1.5. Подвижность молекул.'.

1.2. Граничные слои неполярных соединений.

1.3. Граничные слои нефти.

1.3.1. Зависимость толщины остаточной части граничного слоя нефти от градиента'давления вытеснения.

1.3.2. Зависимость толщины эффективного граничного слоя нефти от радиуса капилляров.

1.3.3. Зависимость толщины граничного слоя нефти от характеристики твёрдой подложки.

1.3.4. Структурно-механические свойства граничного слоя.

1.4. Граничные слои н-алканов.

1.4.1. Поверхностное замерзание индивидуальных н-алканов на границе раздела «н-алкан - воздух».

1.4.2. Поверхностное замерзание бинарных смесей н-алканов.

1.4.3. Поверхностное замерзание индивидуальных н-алканов на твёрдой поверхности.

1.4.4. Ориентация молекул н-алканов в граничном слое на твёрдой поверхности.

1.5. Влияние характера смачиваемости горных пород на их фильтрационные характеристики.

1.6. Образование твёрдой фазы в углеводородах.

1.6.1 .Кристаллизация.

1.6.2. Стеклование.

1.6.3. Структурные свойства нефтей.

Выводы из обзорной главы, постановка цели и задач исследований.

Глава 2.Объект и метод исследования.

2.1. Объект исследования.

2.1.1. Состав и свойства модельных углеводородных систем и нефтей.

2.1.2. Насыпные модели горных пород.

2.1.3. Естественные образцы горных пород.

2.2: Методы изучения объёмных свойств жидкости.

2.2.1 .Метод определения низкотемпературных свойств жидкостей.

2.2.1. Метод определения вязкости.

2.2.3. Метод определения поверхностного натяжения и плотности жидкости.

2.2.4. Метод определения состава нефти.

2.3. Методы изучения твёрдой фазы пористых и дисперсных сред-.:.

2.3.1. Метод определения проницаемости образцов горных пород.

2.3.2. Метод определения капиллярных характеристик горных пород.

2.3.3. Метод определения гранулометрического состава горных пород.

2.4. Метод изучения граничного слоя углеводородов.1.

2.5. Методика проведения эксперимента.;.

2.5.1. Подготовка насыпных образцов.

2.5.2. Методика ЯМР-измерений.

Глава 3. Образование твёрдой фазы в объёме углеводородных систем.

3.1. Кристаллизация индивидуальных н-алканов5.

3.2. Кристаллизация бинарных смесей н-алканов.

3.3. Определение температуры образованиятвёрдой фазы в нефтях.

Глава 4. Изучение граничных слоёв углеводородных систем.

4.1. Разработка методики определения граничного слоя углеводородов в пористых средах. Изучение граничного слоя углеводородных систем в межчастичном пространстве насыпных моделей горных пород.

4.2. Изучение граничного слоя в естественных образцах горных пород, его влияния на фильтрационные характеристики горных пород.

4.3.Результаты измерений.

4.4. Роль граничного слоя в процессах фильтрации и замещения« углеводородов пластовой водой при разработке терригенных пород-коллекторов.

4.4.1. Влияние состава углеводородной системы на её граничный слой

4.4.2. Влияние граничного слоя углеводородов на проницаемость горной породы по углеводородам.

4.4.3. Влияние граничного слоя углеводородов на проницаемость горных пород по пластовой воде при замещении углеводородов.

4.4.4. Влияние граничного слоя углеводородов на коэффициент замещения углеводородов пластовой водой.

4.4.5.Влияние гидрофобизации и гидрофилизации порового пространства на фильтрационные характеристики горных пород.