Физико-химические аспекты десорбции нефти из пор песчаника и известняка
На правах рукописи
Донец Алексей Анатольевич
Физико-химические аспекты десорбции нефти из пор песчаника и известняка
02.00.04 Физическая химия
02.00.13 Нефтехимия
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени
кандидата химических наук
Тверь 2007
Работа выполнена на базе ОАО НПП «ГЕРС» и
кафедре физической химии
Тверского государственного университета
Научный руководитель: доктор химических наук,
профессор Пахомов П.М.
Официальные оппоненты: доктор химических наук,
профессор Орлов Ю.Д.,
кандидат химических наук
Глазковский Ю.В.
Ведущая организация: Институт нефтехимического
синтеза РАН (г. Москва).
Защита состоится 27 сентября 2007г. в 15.30 на заседании диссерта-ционного совета Д 212.263.02 Тверского государственного университета по адресу: 170002, г. Тверь, Садовый пер., 35, аудитория 226.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тверского государственного университета.
Автореферат разослан 27 августа 2007г.
Учёный секретарь
диссертационного совета,
кандидат химических наук, доцент Феофанова М.А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. При бурении нефтегазовых место-рождений основной задачей операторов-геологов является выделение в разрезе бурящейся скважины нефтенасыщенных пластов. Одним из применяемых методов, позволяющих решить данную задачу, является определение концентрации пластовых флюидов в буровом шламе и керне. Для реализации данного метода в российских полевых геологических лабораториях широко используют аппарат дистилляции жидкости АДЖ-2 и УФ-фотометр КФК-3. Однако эти сложные в эксплуатации и громоздкие приборы не позволяют быстро и качественно установить содержание нефти в исследуемом образце. Поэтому стала актуальной замена классических методов оценки концентрации нефти в образцах горных пород. В качестве альтернативного прибора нами, совместно с ООО «ЭМИ», был создан портативный ИК-анализатор нефтебитумосодержания АН-1, состоящий из устройства экстракции и ИК-концентратомера «ОНИКС», к которому, в ОАО НПП «ГЕРС», было разработано и внедрено в производство методическое и программное обеспечение.
Методика, прилагаемая к ИК-анализатору АН-1, позволила с высокой точностью проводить экспресс-анализ горных пород в полевых лабораториях на буровых станциях, определять концентрацию нефти в исследуемых образцах, уточнять тип залежи, определять мощность нефтесодержащего пласта.
При определении содержания пластовых флюидов в образце, пролежавшем некоторое количество времени в кернохранилище, оператор-геолог фиксирует заниженное значение флюидонасыщения горной породы. Это приводит к существенному искажению результатов измерений и снижению достоверности информации о нефтесодержании исследуемых образцов. Для того чтобы нивелировать выше указанную погрешность, изучали физико-химические аспекты десорбции пластовых флюидов из порового пространства горных пород и разработали методику расчёта начального значения флюидонасыщения бурового шлама.
Целью работы являлось разработка, апробация и применение методики экспресс-анализа бурового шлама в полевых геологических лабораториях, прилагаемой к портативному ИК-анализатору АН-1, для выделения в разрезе разрабатываемой скважины породы-коллектора и изучения физико-химических параметров массопереноса пластового флюида при хранении бурового шлама.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
- разработать методику к портативному ИК-анализатору, позволяющею определять концентрацию нефти в горной породе;
- изучить поставляемые с буровых станций образцы и выбрать критерии, по которым можно выделить в разрезе нефтесодержащий пласт.
- изучить кинетику десорбции пластовых флюидов различной плотности из пор бурового шлама;
- исследовать зависимость скорости и интенсивности протекания десорбционных процессов от пористости горной породы, её геометрии, структуры и температуры окружающей среды;
- разработать методику расчёта начального значения флюидонасыщения бурового шлама - содержание нефтяных битумоидов в горной породе, непосредственно после её извлечения при бурении скважины.
Научная новизна настоящей работы заключалась в следующем:
- изучена кинетика десорбции нефтяных битумоидов из порового пространства горных пород;
- установлено, что с уменьшением плотности пластового флюида возрастает скорость протекания десорбционного процесса;
- обнаружено, что интенсивность десорбции зависит от пористости, структуры, геометрии бурового шлама и температуры окружающей среды.
Практическая значимость. Для проведения настоящих исследо-ваний использовали изготовленный, с участием автора, в ОАО НПП «ГЕРС» (Тверь) совместно с ООО «ЭМИ» (Санкт-Петербург), портатив-ный ИК-анализатор нефтебитумосодержания АН-1 и разработанную к этому прибору оригинальную методику, позволяющею в первые с высокой точностью, за короткий промежуток времени измерять флюидонасыщение горных пород в полевых геологических лабораториях на буровых станциях. Предложенные нами методические разработки нашли широкое распространение при изучении образцов в полевых и стационарных геологических лабораториях.
Основные положения диссертационных исследований были включёны в руководство для операторов-геологов «Методические реко-мендации по проведению оперативных геологических исследований разрезов нефтяных и газовых скважин» РД 751-08-01-05 и использованы для разработки методики «Количественное определение нефти и битума в горных породах с помощью анализатора нефтебитумосодержания».
В настоящее время разработанные нами методики к ИК-анализатору АН-1 успешно внедрены в производственную практику различных геофи-зических организаций: ОАО «Когалымнефтегеофизики», ОАО «Нижне-вартовскнефтегеофизики», ОАО «Кубаньгазгеофизики», ООО «Юганск-нефтегеофизики», ЗАО «Холмскгеофизики» и др.
На базе ОАО «Когалымнефтегеофизики» и ОПЭ ГТИ НТУ ОАО «Татнефтегеофизики» были проведены испытания ИК-анализатора АН-1 в полевых условиях. Установили, что предложенная нами методика позволяет с высокой точностью выделять нефтематеринский пласт в разрезе бурящейся скважины и вычислить начальное значение флюидонасыщения горных пород.
Апробация работы. Основные положения диссертации были пред-ставлены на Научно-практической конференции «Геолого-технологичес-кие исследования-информационное ядро новых интегрированных техно-логий исследований нефтегазовых скважин» (Тверь, 2002); -ем научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004); VI областной научно-технической конференции молодых учёных «Химия, технология, экология» (Тверь, 2004); VIII конференции студентов и аспирантов (Солнечногорск, 2004); Всероссийской конференции «Аналитика России» (Клязьма, 2004); Всероссийской научно-практической конференции «Информационное обеспечение строительства нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2005); VIII областной научно-технической конференции молодых учёных «Физика, химия и новые технологии» (Тверь, 2006).
Кроме того, результаты диссертационных исследований были апробированы на базе полевых лабораторий ОАО «Когалым-нефтегеофизики» и ОПЭ ГТИ НТУ ОАО «Татнефтегеофизики».
Публикации. По теме диссертации опубликовано: 15 статей (из них 6 в центральной печати) и 1 методическая разработка.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов. Основной текст изложен на 146 страницах, содержит 65 рисунков, 43 таблицы и список литературы из 148 наименований.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулирована её цель, определена практическая значимость результатов проведённых исследований.
Первая глава «Литературный обзор» состоит из двух разделов. В первом разделе даются общие сведения о пористости и нефтенасыщен-ности горных пород, а также приводятся данные о физических свойствах и химическом составе нефти, битума и газоконденсата.
Нефть, битум или газоконденсат залегают в пористых, трещиноватых и проницаемых породах-коллекторах.
Горная порода состоит из твёрдой, жидкой и газовой фазы.
- Твёрдая фаза формирует минеральный скелет коллектора. Он состоит из частиц песчаника, известняка, аргиллита, доломита и других пород.
- Жидкую фазу образуют пластовые флюиды различной плотности (водные растворы солей, нефть, газоконденсат и т.д.).
- В состав газовой фазы входят метан, этан и почвенный воздух.
Пористость – это совокупность пустот между частицами твёрдой фазы горной породы. Поры могут быть заполнены пластовыми флюидами или почвенным воздухом. Открытые поры расположены на поверхности образца. Они образуются при формировании горной породы.
Для количественной оценки открытой пористости бурового шлама находят отношение суммарного объёма пор к объёму исследуемого образца:
, (1)
где kп – коэффициент открытой пористости горной породы; Vпор – суммар-
ный объём пор, Vпороды – объём образца.
Под остаточной нефтенасыщенностью будем понимать содержание нефти в порах выбуриваемой породы-коллектора. Эта величина равна отношению объёма открытых пор, заполненных нефтью, к общему объёму порового пространства горной породы:
, (2)
где kн.о – коэффициент остаточной нефтенасыщенности; Vн.о – объём пор,
содержащих нефть; Vпор – суммарный объём пор.
Во втором разделе приводятся литературные данные о приме-нении оптической ИК- и УФ- спектроскопии для проведения химического анализа пластовых флюидов.
В высокочастотной области ИК - спектров нефти или её производных имеет место широкая, составная полоса поглощения, образующая триплет с максимумами на частотах 2815 см-1, 2930 см-1 и 3100 см-1 (см. рис. 1).
В соответствии с литературными данными, возникновение спектральной полосы при 2815 см-1 обусловлено симметричными валентными колебаниями метиленовых групп нефтяных углеводородов (алканов и циклоалканов), а образование полосы с максимумом на частоте 2930 см-1 связано с интерференцией валентных асимметричных колебаний метиленовых группировок в молекулах алканов, нафтенов и метильных группировок в радикалах замещённых аренов. Полоса поглощение с максимумом на частоте 3100 см-1 возникает в результате колебаний метиленденовых группировок ароматических углеводородов. Таким образом, количественная оценка интенсивности аналитической полосы поглощения при 2930 см-1 позволяет определить суммарную концентрацию нефтяных углеводородов и найти содержание этих веществ в природных средах.
Во второй главе «Методы классического анализа бурового шлама» показаны недостатки фотометрии и термической дистилляции тривиаль-ных методов количественного анализа горных пород в полевых лабора-ториях.
Фотометрия
При тестировании с участием автора УФ-фотометра КФК-3 было установлено, что показания этого прибора крайне чувствительны к перепадам напряжения сети, дрейфу аппаратного фона и нестабильны при низких концентрациях исследуемого вещества.
В результате проведённого эксперимента нами были получены калибровочные кривые на различных длинах световых волн в видимом диапазоне электромагнитного спектра (см. рис. 2).
Из рисунка следует, что с увеличением длины световой волны коэффициент калибровочной кривой возрастает, а размах варьирования экспериментальных данных уменьшается. Следовательно, в этом случае оператор не может получить достоверные данные об оптической плотности исследуемого образца. Таким образом, был сделан вывод о том, что измерения на КФК-3 можно проводить лишь в ограниченной, узкой видимой области от 330 до 590 нм. Кроме того, при проведении измерений на КФК-3 использовали фиксированную длину УФ-излучения, которая не является максимумом полосы поглощения. Это приводило к снижению достоверности показаний фотометра.
Таким образом, нами был сделан вывод о том, что сложный в эксплу-атации и имеющий ряд существенных ограничений фотометр КФК-3 можно использовать в стационарных центрах петрохимических исследо-ваний, однако этот прибор не предназначен для проведения измерений в полевых геологических лабораториях.
Экстракционно-дистилляционный метод
Исследуемый образец помещали в рабочую камеру аппарата дистилляции жидкости (АДЖ-2) и нагревали до рабочей температуры 200±50С. В результате этого процесса происходило выделение лёгких нефтяных фракций.
При проведении эксперимента были выявлены следующие недостатки применяемого в полевых геологических лабораториях АДЖ-2:
- Низкая точность измерений. (Связанная нефть и тяжёлые компоненты пластовых флюидов не подвергались термическому воздействию).
- Высокая продолжительность цикла анализа. (Для того чтобы определить содержание нефти в горной породе с помощью АДЖ-2, требовалось два часа).
- Неудобство в эксплуатации. (Громоздкий и несовершенный аппарат АДЖ-2 оказался неудобным для работы в полевых геологических лабораториях).
В третьей главе «Методика проведения эксперимента. Калибровка ИК-концентратомера «ОНИКС»» описан алгоритм калибровки ИК-кон-цетратомера «ОНИКС» и рассмотрены методические подходы к прове-дению экстракции нефти из пор горной породы и кинетического экспе-римента.
В основе работы ИК-концентратомера «ОНИКС» заложен метод стандарта фона. Регистрируются интенсивности рабочего ИК-излучения с максимумом на частоте = 2930 см-1 (Iраб.) и опорного сигнала при = 3300 см-1, характеризующего уровень спектрального фона (Iопор.), рассчитывает-ся отношение этих величин (S), а затем вычисляется интенсивность условной оптической величины (Ni), фиксируемой на жидкокристал-лическом индикаторе прибора:
, (3)
где S0 - аналитический сигнал, фиксируемый в том случае, когда кюветный
отсек прибора остаётся пустым (значение этой величины зависит от оп-
тической схемы прибора и уровня аппаратного фона).
Реализованная в ИК-концентратомере математическая обработка оптического сигнала позволяет снизить влияние пульсаций напряжения сети, загрязнения оптической схемы прибора и жидкостной измерительной кюветы на результаты эксперимента.
Для калибровки этого прибора использовали государственный стандартный образец - ГСО, нефть, битум и газоконденсат. Концентрации градуировочных растворов варьировали от 10 до 0,63 мг вещества в 1 см3 четырёххлористого углерода. Модельные образцы готовили методом двойного разбавления. Аппаратный фон нормировали по химически чистому четырёххлористому углероду.
На рис. 3 представлены калибровочные зависимости условной опти-ческой величины, регистрируемой устройством, от концентрации калибро-вочного раствора.
Из рисунка следует, что при низких концентрациях исследуемого вещества в четырёххлористом углероде (0<Ci2,5 мг/см3) калибровочная кривая представляет собой прямую линию и подчиняется основному закону светопоглощения. При высоких концентрациях, С2,5 мг/см3 наблюдается отрицательное отклонение градуировочных зависимостей от закона Бугера-Ламберта-Бера, вызванное, как было нами установлено, недостаточной монохроматичностью электромагнитного потока оптичес-кого излучения.
Анализируя взаимное расположение калибровочных кривых, нами была предложена методика определения природы пластового флюида, основанная на расчёте значения коэффициента разбавления:
, (4)
где N1 – аналитический сигнал, фиксируемый прибором при исследовании
исходного образца; N2 – значение условной оптической величины,
регистрируемой при анализе образца, разбавленного в 4 раза х/ч че-
тырёххлористым углеродом.
Эмпирическим путём нами было установлено, что c увеличением плотности вещества, содержащегося в поровом пространстве горных пород, возрастает значения kразб..
Калибровочные кривые, полученные при тестировании ИК-кон-центратомера, применяли для разработки методики определения содер-жания нефти в исследуемом образце, основанной на извлечении пласто-вого флюида из пор бурового шлама с помощью метода проточной экст-ракции.
В четвёртой главе «Применение ИК-анализаторов АН-1 в геологиче-ской практике» рассмотрена апробация разработанной нами методики определения концентрации нефти в горных породах в полевых лабораториях. Были интерпретированы данные, полученные геологами непосредственно с станций ГТИ. Исследовали образцы песчаника, аргиллита и известняка извлечённые с различных глубин при разработке Оренбургского и Уренгойского месторождений. Вычисляли концентрацию нефти и её производных в поровом пространстве бурового шлама (тн, мг/г) и коэффициент остаточной нефтенасыщенности горной породы (kн,%) по формулам:
, (5)
где С, мг/см3 – содержание пластового флюида в экстракционной вытяжке;
, см3 – объём растворителя, необходимый для проведения экстрак-
ции; mп, г – масса экстрагируемого образца.
(6),
где Vн, см3 – объём нефти в 1 дм3 горной породы.
При статистической обработке полученных нами эксперимен-тальных данных было установлено, что относительная ошибка результатов эксперимента не превышала 5,4%. Следовательно, ИК-анализаторы АН позволяют с высокой точностью определить концентрацию нефти в породе-коллекторе.
Измерения, проведённые на ИК-анализаторе, подтверждали с помощью метода капельного люминесцентно-битуминологического ана-лиза (ЛБА). Установили, что данные, полученные методом ЛБА, корре-лируют с результатами количественного ИК-спектрального анализа (чем больше концентрация нефти в горной породе, тем выше балл ЛБА, см. табл. 1).
Таблица 1.
Данные, полученные методами ЛБА и ИК – спектрометрии. Образцы бурового шлама добывали с различных глубин при разработке Башкирского месторождения
| № | Глубина отбора бурового шлама, м | Баллы ЛБА, Б | Цвет капил-лярных вытяжек | Тип битумоида | Концентрация нефти, мг/г |
| 1 | 3142 | 1 | Б-Ж | МБ | 0,70 |
| 2 | 3144-3150 | 5 | Б-Ж | МБ | 6,60 |
| 3 | 3502-3505 | 2 | Б-Ж | МБ | 1,02 |
| № | Глубина отбора бурового шлама, м | Баллы ЛБА, Б | Цвет капил-лярных вытяжек | Тип битумоида | Концентрация нефти, мг/г |
| 4 | 3505-3511 | 4 | Г-Ж | МБ | 3,24 |
| 5 | 3511-3518 | 1 | Б-Ж | МБ | 0,60 |
| 6 | 3546 | 2 | Г-Ж | МБ | 1,49 |
Рассмотрим применение ИК-анализатора АН-1 для выделения в исследуемом разрезе нефтесодержащих пластов. На рис. 4 приведены
кривые распределения коэффициента остаточной нефтенасыщенности горной породы (kн, %) и концентрации нефти в буровом шламе (тн, мг/г) по глубине бурения скважины (h, м). Графические зависимости состоят из чередующихся максимумов и минимумов. Наибольшие значения этих параметров характеризуют наличие породы-коллектора. При интерпре-тации полученных нами экспериментальных данных было установлено, что для скважины №301 Оренбургского месторождения, глубина залегания нефтепродуктивных пластов составляет 3627, 3630 и 3640 м.
Из рисунка 5 следует, что для предельно нефтенасыщенных пород коэффициент пористости образца (kп, %) прямопропорционален нефтесо-держанию бурового шлама (см. рис. 5).
При обработке полученной кривой методом наименьших квадратов (МНК) было установлено, что:
kn=0,66393+1,14016тн (7)
Уравнение 7 даёт возможность оценить пористость горной породы, используя только результаты измерения на ИК-анализаторе АН и позволяет существенно упростить исследования бурового шлама в полевых геологических лабораториях.
Предложенная нами методика была апробирована при интер-претации данных, полученных со скважины №41 Галяновской площади. Была установлена высокая сходимость между результатами измерения пористости бурового шлама с помощью метода насыщения и ИК-спек-трометрии (относительная ошибка результатов эксперимента не превышала 3%).
Пятая глава «Оценка физико-химических параметров десорбции пластовых флюидов из порового пространства бурового шлама» посвяще-на кинетическим и термодинамическим аспектам массопереноса нефтяных битумоидов в пористой среде горных пород. Кинетические исследования истечения пластовых флюидов различной плотности из пор горной породы, позволили изучить зависимость скорости и интенсивности протекания десорбционных процессов от времени хранения бурового шлама и разработать методику расчёта начального значения флюидо-насыщения исследуемых образцов. В результате проведённых экспери-ментов были получены кинетические кривые тн=f(хр.), см. рис. 6.
При математической обработке полученных результатов нами было установлено, что поведение кинетической зависимости и характер протекания десорбционного процесса описываются экспоненциальным уравнением:
, (8)
где 
, мг/г – содержание пластового флюида в начальный момент време-
ни; 
, мг/г – остаточная концентрация пластового флюида в образце
после завершения эксперимента; хр., час. – время проведения экспери-
мента; k –константа скорости протекания десорбционного процесса.
При сравнении кинетических кривых, полученных для нефти средней плотности, лёгкой нефти, сверхлёгкой нефтью (переходной фор-мой между нефтью и газоконденсатом) и газоконденсата установили, что с уменьшением плотности вмещающего флюида возрастают скорость и интенсивность протекания десорбционных процессов.
Таблица 2.
Сравнительная характеристика кинетических параметров десорбции пластовых флюидов различной плотности из пор песчаника со средним диаметром частиц бурового шлама 3 мм
| Наименование параметра | Тип пластового флюида | |||
| Нефть средней плотности | Лёгкая нефть | Сверх-лёгкая нефть | Газокон-денсат | |
Начальное значение флюидо-насыщения –  , мг/г | 62,3 | 64,0 | 55,0 | 65 |
Остаточное значение флю-идонасыщения –  , мг/г | 34,2 | 29,7 | 24,4 | 2,5 |
| Наименование параметра | Тип пластового флюида | |||
| Нефть средней плотности | Лёгкая нефть | Сверх-лёгкая нефть | Газокон-денсат | |
Полная интенсивность десор-бции пластового флюида из пор образца:  | 1,8 | 2,1 | 2,3 | 26,0 |
| Время проведения эксперимента – хр., час | 357,5 | 167,5 | 48 | 1,5 |
Полная скорость десорбции нефтяных битумоидов, мг/час:  | 0,08 | 0,2 | 0,64 | 41,7 |
Константа скорости проте-кания десорбционного процесса, час-1:  | 0,003 | 0,006 | 0,02 | 16,7 |
Наблюдаемый эффект можно объяснить тем, что лёгкие фракции нефти и газоконденсат, обладая высокой летучестью и проницаемостью, интенсивно диффундируют из внутренней области горной породы и интенсивно испаряются с поверхности образца.
Для тяжёлой нефти характерно высокое значение динамической вязкости. В соответствии с законом Стокса-Эйнштейна, это приводит к существенному снижению коэффициента диффузии и скорости испарения нефтяных углеводородов:
, (9)
где k – константа Больцмана; – коэффициент динамической вязкости;
r – расстояние, на котором протекает процесс молекулярной диффузии.
Кроме того, массопереносу подвергаются лёгкие нефтяные фракции и фракции со средней плотностью, содержащиеся в сверхкапиллярных порах со средним диаметром d=0,5-2,0 мм. Вещества, содержащиеся в капиллярных порах (0,0002<d<0,5 мм) перемещаются под действием капиллярных сил.
Тяжёлые высокомолекулярные компоненты нефти, вытесняя воду, формируют гидрофобный коллектор. При этом они адсорбируются на частицах горной породы, образуют нефтяную плёнку и формируют связанную, неподвижную, остаточную нефть. Было установлено, что с увеличением плотности вещества, содержащегося в порах бурового шлама, концентрация остаточной нефти существенно возрастает.
На заключительном этапе настоящих исследований изучали зависимость кинетики протекания десорбционных процессов от различных факторов: пористости, структуры, геометрии исследуемого шлама; температуры окружающей среды и глубины залегания нефтесодержащей породы-коллектора.
Было установлено, что интенсивность десорбции нефтяных битумо-идов из пор образца () прямопропорциональна размеру частиц бурового шлама dш. и коэффициенту пористости горной породы (см. рис. 7).
При обработке линейных зависимостей методом наименьших квадратов была получена формула, позволяющая вычислить начальное значение флюидонасыщения исследуемого образца и, таким образом, нивелировать погрешность, связанную с десорбцией нефтяных битумо-идов:
= {adш.-a`kп+(b-b`)}·
, (10)
где 
- концентрация пластовых флюидов, измеренная с помощью
ИК-анализатора АН-1 в данный момент времени, a и b - коэффициенты,
учитывающие отклонение полученных зависимостей от теоретических
кривых.
Необходимо отметить, что поведение графических зависимостей полн.=f(kп) и полн.=f(dш..) определяется плотностью пластовых флюидов, условиями залегания нефтяных битумоидов в земной коре и характером бурения скважины. Таким образом, эти кривые можно использовать только для изучения бурового шлама, полученного при разработке фиксирован-ного месторождения.
Результаты кинетического эксперимента подтверждали с помощью расчёта количества тепловой энергии, необходимой для переноса в пористой среде бурового шлама 1 мг нефтяных битумоидов (энергии акти-вации десорбционного процесса – Qд., кДж/мг).
Для того чтобы вычислить этот параметр, изучали зависимость кинетики десорбции пластовых флюидов из пор горной породы от температуры, а затем, на основе полученных данных, находили тангенс угла графической зависимости lnk=f(1/T), построенной при логарифми-ровании уравнения Аррениусовского типа (см. рис. 8)
Из рисунка следует, что с уменьшением плотности пластового флюида, снижается значение тепловой энергии, необходимой для переноса 1 мг битуминозного вещества. Таким образом, данные, полученные при расчёте термодинамических функций десорбционного процесса, коррели-руют с результатами кинетического эксперимента.
Для того чтобы изучить влияние структуры и текстуры горной породы на кинетику десорбции пластовых флюидов из её пор, песчаник, известняк и аргиллит насыщали сверхлёгкой нефтью Зайкинского месторождения и проводили кинетический эксперимент.
На рис. 9 приведены полученные нами кинетические зависимости интенсивности протекания десорбционных процессов от времени хранения песчаника и известняка (средний диаметр частиц бурового шлама составлял 3 мм). Из рисунка следует, что сверхлёгкая нефть более интенсивно выделилась из пор известняка.
Этот эффект можно объяснить тем, что для известняка характерна трещиноватая, капиллярная пористость. Так как нефтяные битумоиды могут перемещаться в капиллярных порах лишь под действием капиллярных сил, то пластовые флюиды скапливались в периферийной области известняка, и интенсивность протекания десорбционных процессов существенно возрастала.
В ходе проведённых исследований было обнаружено, что аргиллит практически невозможно насытить сверхлёгкой нефтью. Это можно объяснить тем, что для глинистых аргиллитов характерна закрытая субкапиллярная пористость со средним диаметром пор менее 0,2 мкм.
В заключение следует отметить, что полученные нами результаты кинетического эксперимента, нашли широкое применение при изучении образцов, извлечённых из скважины и пролежавших некоторое количество времени в кернохранилище, позволили нивелировать погрешность, связанную с десорбцией пластовых флюидов из пор бурового шлама и существенно повысить точность и достоверность определения флюидонасыщения горных пород.
ВЫВОДЫ
- Впервые в России разработана и внедрена в производственную прак-тику оригинальная методика к портативному ИК-анализатору АН-1, позволяющая за короткий промежуток времени определять нефтесодер-жание горных пород в полевых геологических лабораториях. Показано преимущество ИК-анализатора АН-1 по сравнению с аппаратом дистил-ляции жидкости АДЖ-2 и фотометром КФК-3.
- На основе показаний ИК-анализатора нефтебитумосодержания АН-1 изучена кинетика десорбции лёгких и тяжёлых нефтяных фракций из пор песчаника, аргиллита и известняка.
- Установлено, что с уменьшением плотности пластового флюида существенно возрастает скорость протекания десорбционного процесса. Результаты эксперимента были подтверждены методом ЛБА.
- Рассчитана энергия активации десорбции пластовых флюидов различной плотности из пор бурового шлама. Результаты проведённых расчётов коррелируют с данными кинетического эксперимента.
- Установлено, что интенсивность протекания десорбционного процесса прямопропорциональна коэффициенту пористости горной породы и размеру частиц бурового шлама. При изучении корреляции между этими параметрами была разработана методика расчёта начального значения флюидонасыщения образца, непосредственно после его извлечения из скважины. Это позволило существенно повысить точность определения концентрации нефти в горной породе, пролежавшей некоторое количество времени.
- Исследована зависимость скорости протекания десорбционных процессов от структуры бурового шлама. Показано, что нефтяные битумоиды интенсивней выделяются из пор известняка чем из внутренней области песчаника. Обнаружено, что аргиллит практически невозможно насытить вмещающим флюидом.
ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Список статей, напечатанных в журналах рекомендованных ВАК
- Донец А.А., Маланин М.Н. Физические методы анализа углеводородов в пластовом флюиде. // Каротажник, 2003. № 108. С. 60-77.
- Донец А.А., Пахомов П.М. Определение концентрации нефти в горных породах методом ИК-спектроскопии. // Известия вузов. Химия и химическая технология, 2004. Т. 47. Вып. 4. С. 40-42.
- Донец А.А., Муравьёв П.П., Пахомов П.М. Применение ИК-анали-затора АН-2 для определения концентрации органического вещества в горных породах. // Нефтехимия, 2006. Т. 46. № 3. С. 221-225.
- Муравьёв П.П., Донец А.А., Наймушин В.Н., Чебанов С.Н. Автоматизи-рованный аппаратно-методический комплекс для оперативных геологических исследований разреза бурящихся скважин. // Каротаж-ник, 2005. Вып. 5-6. № 132-133. С. 152-161.
- Беляков Н.В., Муравьёв П.П., Чебанов С.Н., Наймушин В.Н., Донец А.А. Технические средства и современные технологии оперативного изучения геологического разреза нефтегазовых скважин при проведении геолого-технологических исследований. // Каротажник, 2006. Вып. 2-4. № 143-145. С. 170-186.
- Донец А.А., Муравьёв П.П., Пахомов П.М. Применение ИК-спектрального анализа для изучения физико-химических параметров десорбции пластовых флюидов при хранении горной породы. Тверь: ТвГУ, 2006. 13 с. Деп. в ВИНИТИ 01.08.2006. № 1031-В2006.
Тезисы и другие публикации
- Донец А.А. Применение ИК-анализатора АН-1 для качественного и ко-личественного анализа высокомолекулярных компонентов нефти. // Фи-зико-химия полимеров, 2006. Вып. 12. С. 98-103.
- Донец А.А., Муравьёв П.П., Пахомов П.М. Кинетика испарения пластового флюида из пор горной породы при её хранении. // Сов-ременные наукоёмкие технологии, 2006. № 5 C. 17-22.
- Донец А.А. Применение ИК-концентратомера АН-1 в геологической практике. // VI областная научно-техническая конференция молодых учёных «Химия, технология, экология». Тверь, 2004. С. 19.
- Муравьёв П.П., Донец А.А., Чебанов С.Н. Экспресс-метод количес-твенного определения нефтебитумосодержания в горных породах. // Всероссийский научный симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, 2004. С. 90.
- Донец А.А. Новый подход к количественному определению нефти в горных породах. // VIII конференция студентов и аспирантов. Солнеч-ногорск, 2004. С. 24.
- Донец А.А. Применение ИК-анализатора АН-1 для проведения геологических исследований. // Всероссийская конференция по анали-тической химии «Аналитика 2004». Клязьма, 2004. С.135.
- Донец. А.А. Экспресс-метод количественного определения нефте-битумосодержания горных пород. // VIII областная научно-техническая конференция молодых учёных «Физика, химия и новые технологии». Тверь, 2006. С. 26.
- Донец А.А., Маланин М.Н. Физические методы анализа нефтей. // Все-российская научно-практической конференции «Геолого-технологи-ческие исследования-информационное ядро новых интегрированных технологий исследований нефтегазовых скважин». Тверь, 2002.
- Беляков Н.В., Муравьёв П.П., Чебанов С.Н., Снадин А.М., Фридман М.Я. Наймушин В.Н., Донец А.А. Методические рекомендации по проведению оперативных геологических исследований разрезов нефтя-ных и газовых скважин. РД 751-08-01-05. Тверь: Ален, 2006. 113 с.
В заключение хочется выразить благодарность Алексееву И.И., Муравьёву П.П., Наймушину В.Н. и Максютенко А.А. за неоценимую помощь в проведении настоящих исследований.
