книги / Формирование состава остаточных нефтей

Вгидрофильных коллекторах [17] адсорбционные центры пористой среды заняты водой (смачивающая фаза). Она занимает более мелкие поры и образует тонкую пленку на всех поверхностях породы. Нефть (несмачивающая фаза) за­ нимает центры более крупных пор. Во время заводнения гидрофильных пластов при умеренном отношении вязкости нефти к вязкости воды вода движется через пористую среду в довольно однородном фронте. Большая часть пластовой не­ фти добывается до прорыва воды при небольшой дополнительной добыче после прорыва. После прорыва водонефтяной фактор быстро возрастает. Так как после прорыва воды извлекается немного нефти, общая нефтедобыча по существу не зависит от объема нагнетаемой воды. Вчисто гидрофильных участках пласта-кол­ лектора капиллярно-защемленная нефть в расширениях порового пространства образуется за счет отсекания капель нефти, называемых различными исследова­ телями глобулами и ганглиями [18]. Разобщенная остаточная нефть существует в двух основных формах: 1) небольшие глобулы в центре более крупных пор; 2) бо­ лее крупные образования нефти, распространяющиеся на многие поры, которые полностью окружены водой. Глобулы остаточной нефти не контактируют со ске­ летом пористой среды и удерживаются в месте защемления силами поверхност­ ного натяжения на границе нефть-вода. Так как капля нефти стремится принять шарообразную форму, соответствующую минимуму поверхностной энергии, то требуется приложить значительное усилие, чтобы изменить форму глобулы, про­ толкнуть ее в сужение порового пространства.

Вгидрофобных коллекторах [17] скелет породы преимущественно контактирует

снефтью, а расположение двух флюидов противоположно гидрофильному случаю. Нефть в основном обнаруживается в порах в виде пленки на поверхностях пород, тогда как вода, вероятно, располагается в виде дискретных капелек в центрах поровых каналов. Пленочная нефть, в свою очередь, представлена двумя типами [19|:

1)сорбированной на породе в результате образования водородных и координаци­ онных связей и 2) адгезионно связанной (налипшей) на сорбированных нефтяных пленках и неподвижных графитоидах вследствие гидрофобного взаимодействия.

Заводнение в гидрофобной породе гораздо менее эффективно, чем в гидрофиль­ ной. В начале заводнения вода образует непрерывные каналы через центры более крупных пор, толкая нефть вперед. Нефтеотдача до прорыва относительно мала и большая часть нефти добывается после прорыва. Водонефтяной фактор постепенно возрастает после прорыва. Обнаружено, что остаточная нефть после заводнения за­ полняет мелкие поры и остается в виде непрерывной пленки на поверхностях более крупных пор. Таким образом, большая часть этой нефти все же непрерывна на про­ тяжении тонких нефтяных пленок и может быть извлечена. В противоположность гидрофильному случаю нефтедобыча сильно зависит от объема нагнетаемой воды.

Следует отметить, что существуют также коллекторы со смешанной смачи­ ваемостью. Они объединяют лучшие свойства гидро- и нефтефильных систем и характеризуются низким остаточным нефтенасыщением [17]. Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, то остаточная нефть присутствует в крупных порах на гидрофобных участках в виде пленки. У гидрофобной поверх­ ности крупных пор пленка сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких гидрофильных пор.

На основании изложенного можно сделать вывод, что смачивающие свойс­ тва пород коллектора влияют на структуру остаточных нефтей. Поэтому пробле­ ме влияния характера смачиваемости пористой среды на величину и структуру остаточного нефтенасыщения пласта, как можно видеть из обзора [24], уделяют пристальное внимание во всем мире. Среди минералов, составляющих углеводо­ родные коллекторы, в естественных условиях преобладают гидрофильные [25]. Максимально гидрофильные породы —глины гидрослюдистого состава, за ними следует кварц, наименее гидрофильные —известняки, доломиты, завершают ряд полевые шпаты. Снижение энтальпии смачивания водой, определенной методом микрокалориметрии, отмечено в последовательности монтмориллонит, кварце­ вый песок и, далее, мраморная крошка. Лабораторные исследования показали, что 27% изученных пластов гидрофильны, 66% —гидрофобны и 7% имеют про­ межуточную смачиваемость. Для карбонатных пород число гидрофобных пластов достигает 84% [10].

Приведенные в [26] данные показывают, что в естественных нефтеносных песчаниках с гидрофобной поверхностью существует горючая, нерастворимая в хлорбензоле и бензоле фаза высокоуглеродистой пленки толщиной 0,3-0,5 мкм, элементный состав которой, инертность по отношению к органическим раство­ рителям и спектры ЭПР указывают на сходство с коксом. Адсорбция поверхнос­ тно-активного вещества ОП-Ю при комнатной температуре на образцах пород, содержащих слой коксообразных продуктов превращения нефти, выше, чем на прокаленных образцах. Это свидетельствует о том, что этот слой на контак­ те нефть-порода определяет свойства поверхности породы. При искусственном контактировании пористой среды с активной нефтью подобная фаза не обнару­ живается.

Появление на поверхности породы нерастворимых графитоидных структур связывают [19] с процессом «старения» нефти. Это явление сопровождает хорошо известную метанизацию нефти в течение геологического периода и происходит тем интенсивнее, чем в более жестких термобарических условиях находится нефть. Графитоиды, представляющие собой высококонденсированные полиароматические структуры, фиксируются на породе ислужат центрами осаждения асфальтенов, смол и гетероароматических соединений. Врезультате анализа данных комплекса исследований установлено [27], что сформированная на стадиях седиментоидиа­ генеза геологическая породообразующая система обладает свойствами полимеров и по существу является минерально-органической полимерной системой. Ереми­ ной Е.И. [28] для продуктивных пластов Тенгиза наряду с угольными частицами, которые, как установлено, попали в породы на стадии седиментагенеза, и биту­ мами выявлены псевдокристаллические компоненты, структурирование которых автор связывает с взаимодействием элементоорганических соединений нефти и микроэлементов горных пород под действием геологических факторов.

Органоминеральные комплексы [29-31] связаны с тонкими фракциями поро­ ды и нерастворимы в органических растворителях. Они могут служить центрами адгезионного связывания слоев нефти на поровой поверхности. В нерастворимом органическом веществе породы |32], так же как в смолах и асфальтенах нефтей, концентрируются свободные радикалы углерода полиароматических структур.

Методами рассеяния рентгеновских лучей и нейтронов исследованы измене­ ния поверхности Si02, А120 3 и различных глин при контакте с сырой нефтью [33|. Показано, что смачивание нефтью твердой поверхности определяют асфальтены в результате образования коллоидов. Отложения полярных асфальтенов из нефти вызывают изменения смачивания минерала водой от сильного до слабого [34]. Степень изменения зависит не только от содержания асфальтенов в нефти, но

иот устойчивости к расслоению дисперсной системы нефти, содержания в ней кислот и оснований, pH рассола и его солености, условий старения и типа мине­ рала. Исследовано влияние физико-химических свойств фаз на смачивание ми­ нерала. В [35] установлено, что кислотные и щелочные числа различных сырых нефтей можно использовать для прогнозирования изменения смачивания.

Рассмотрены свойства нефти при смачивании ее водой или рассолом и влияние смачивания на транспортные свойства нефти в водосодержащем пористом пласте

ина извлечение нефти [36]. Приводится обзор свойств равновесия смачивания на модели нефтей из чистых алканов или смеси алканов с рассолом. Показано нали­ чие промежуточного состояния между частичным смачиванием, при котором сосу­ ществуют линзы воды и тонкая пленка адсорбированных молекул алканов, и пол­ ным смачиванием, при котором макроскопический слой нефти покрывает воду. При этом линзы нефти сосуществуют с микроскопической толщиной в несколько нанометров пленкой нефти. Природа и расположение переходов между этими ре­ жимами смачивания зависят от составов нефти и рассола, температуры.

Многочисленные эксперименты показали, что некоторые из поверхностно­ активных компонентов, содержащихся в природных нефтях в виде относительно низкомолекулярных азот-, сера- и кислородсодержащих соединений, раствори­ мых в воде, могут проникать через тонкий слой воды и адсорбироваться на повер­ хности породы [34, 37, 38). В результате в дополнение к существующим природ­ ным гидрофобным коллекторам часть гидрофильных коллекторов изменяет тип смачивания в процессе заводнения.

1.3. Формирование граничных слоев на внутрипоровой поверхности пород

Физическая и химическая адсорбция компонентов нефти на поверхности не­ фтевмещающих пород создает предпосылки для удерживания сравнительно тол­ стых, мультимолекулярных слоев нефти за счет адгезии, обусловленной силами гидрофобного связывания и вандерваальсового взаимодействия ароматических фрагментов и функциональных групп смол и асфальтенов. При этом, по мере пере­ мещения нефти в пласте, сорбция, возможно, имеет частично обратимый характер, то есть более сорбируемые соединения могут вытеснять с липофильной поверхнос­ ти породы менее сорбируемые до установления равновесия. Образующиеся слои дополнительно стабилизируются от уноса потоком воды поверхностными сила­ ми. Возможность дальнейшего слияния с данным слоем подвижных капель нефти или отрыва от него потоком определяется поверхностным натяжением на границе пленки с пластовой водой и вязкостной силой в омывающем потоке.

Увеличение тенденции смачивания внутрипоровой поверхности коллекторов нефтью и их высокая остаточная нефтенасыщенность стимулируют работы по изу­

чению формирования граничных слоев. Считается [25], что образование гранич­ ных слоев за счет органических соединений, адсорбировавшихся из нефти, приво­ дит к значительному сопротивлению и затуханию скорости фильтрации вследствие уменьшения радиуса капилляров. В интервале вязкости нефти от 1 до 1000 мПа-с рассчитанная толщина граничного слоя изменяется в пределах (2,0-2,5)*10'3мкм.

Экспериментально толщина аномального слоя нефти на границе с твердой фазой была впервые определена в работе Мархасина И.Л. [39] и составила для исследуемой нефти на данной поверхности (органическое стекло) 1 мкм. Уста­ новлено, что толщина такого слоя может достигать 2-5 мкм [40-42] в зависимости от природы твердой поверхности и физико-химических свойств нефти, условий вытеснения и типа вытесняющей воды. Учитывая результаты модельных экспе­ риментов, высказано предположение, что в условиях реальных коллекторов, ха­ рактеризующихся значительными макро- и микронеоднородностями, суммарное количество остаточной нефти будет достаточно большим. В [8] рассчитано коли­ чество остаточной нефти для девонских пластов месторождений Башкортостана и Татарстана. Если принять средний радиус пор 6-10 мкм, а толщину граничного слоя 2 мкм, то количество нефти, сосредоточенной в этом граничном слое, будет составлять от 40 до 60% общего объема разведанных запасов. На основе проведен­ ных исследований следует, что количество остаточной нефти в однородной порис­ той среде в основном определяется количеством остаточной пленочной нефти.

Толщина нефтяной пленки зависит от физико-химических свойств нефти, градиента давления вытеснения, а также характеристики твердой фазы (радиуса поровых каналов) [43, 44]. С целью изучения влияния пленочной нефти на ко­ нечный коэффициент нефтеотдачи проведены исследования процесса вытесне­ ния нефти водой в лабораторных условиях на линейной модели пласта. Рабочими поверхностями являлись стеклянные цилиндры, покрытые в одном случае слоем кварцевого песка фракции 0,073-0,120 мм, в другом —слоем карбонатного пес­ ка той же фракции. Для образования гранично-связанной нефти использовались дегазированные нефти карбонатных месторождений Башкортостана различного состава и физико-химических свойств. Результаты исследований позволили сде­ лать следующие выводы: процесс отмыва интенсивнее идет с кварцевой поверх­ ности. Так, если за время эксперимента коэффициент отмыва нефти с кварцевой поверхности в пластовой воде и растворе реагента составил соответственно 3,6 и 17,3%, то с карбонатной поверхности —2,4 и 11,5%. Это объясняется тем, что пленка нефти на поверхности карбонатов толще и прочнее, чем на кварце. Вод­ ные растворы ПАВ ускоряют отмыв пленочной нефти. Коэффициент отмыва не­ фти с кварцевой и карбонатной поверхностей для различных нефтей растворами химреагентов в 4,9-5,5 раза и 4,4-4,9 раза выше по сравнению с коэффициентом отмыва пластовой водой. Коэффициент отмыва нефти зависит от состава нефти. Можно отметить тенденцию уменьшения коэффициента вытеснения для обоих образцов с увеличением содержания в нефти асфальтенов, смол и парафинов. С увеличением содержания смолисто-асфальтеновых веществ замедляется темп от­ мыва пленочной нефти как с кварцевой, так и с карбонатной поверхности.

Имеются сведения о том, что химические составы пленочной и капельной частей остаточной нефти существенно различаются. Так, например, после рас­

творения в кислоте карбонатных кернов из заводненных пластов Кулешовского месторождения и центрифугирования раствора были получены два слоя нефти [45]. Верхний, состоящий, по мнению авторов методики, из подвижной нефти, имел плотность меньше единицы и отличался от пластовой нефти большим со­ держанием асфальтенов, смол и парафина. Нижний, состоящий из неподвижной нефти, представлял собой буро-коричневую мазеподобную массу плотностью выше единицы и с еще большим содержанием асфальтенов. Не исключено, что нижний слой содержал наряду с компонентами нефти также и нерастворимое в органических растворителях вещество —кероген.

Эти слои [45-47] по сравнению с нефтью, находящейся в объеме, отличаются вязкостью, плотностью, электропроводностью, диэлектрической проницаемос­ тью, растворяющей способностью, упругостью формы, пределом текучести, то есть обладают аномальными свойствами. Полному отмыву углеводородов от по­ верхности препятствуют гидрофобные взаимодействия, которые являются одной из главных причин низкого извлечения углеводородов.

По данным экспертных оценок [48], остаточная нефть распределяется следу­ ющим образом:

1)в слабопроницаемых прослоях и на участках, обойденных водой, —27%;

2)в застойных зонах однородных пластов —19,5%;

3)в линзах, не вскрытых скважинами, —16%;

4)в местных непроницаемых экранах —8%;

5)в виде пленок —31%.

По этим данным большая часть неизвлекаемой нефти разрабатываемых плас­ тов просто не охвачена процессом заводнения, а нефтенасыщенные керны за­ водненных пластов даже в пределах одной скважины могут содержать различные виды остаточной нефти.

1.4.Структурирование остаточных нефтей

Врезультате потери газов, легких фракций и увеличения доли высокомоле­ кулярных компонентов на процессы нефтеизвлечения, безусловно, начинают влиять свойства нефти, связанные с ее дисперсным состоянием в породе [49-52]. Наиболее существенное влияние на изменение состава и свойств нефтей и спо­ собность их к извлечению оказывают смолисто-асфальтеновые вещества и высо­ комолекулярные парафиновые углеводороды. Дисперсная фаза в нефти обычно представлена следующими надмолекулярными образованиями:

а) асфальтеновыми ассоциатами или мицеллами; 6) микрокристаллами твердых парафинов;

в) микрочастицами минералов, оторвавшихся от «каркаса» породы коллектора; г) агломератами перечисленных частиц, имеющих более сложное строение.

Внефтяной дисперсной системе они, как правило, составляют более упорядо­ ченную дисперсную фазу. Дисперсионная среда состоит из жидких компонентов нефти —углеводородов и смол. Часть дисперсионной среды расходуется на об­ разование вокруг дисперсной фазы (ядра) сольватной оболочки с образованием сложных структурных единиц.

Вжидкой дисперсионной среде объемной части нефти возможно формирова­ ние в одних случаях макрофаз, а в других —пространственной сетки, в которой силы сцепления в контактах достаточно велики, чтобы противостоять тепловому движению и внешним воздействиям. Проявление аномалии вязкости отмеча­ ется в нефтях, содержащих значительное количество смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов. Стационарное движение таких нефтей в пористой среде пласта возможно лишь при разрушении пространственной структуры и разрыве связей между ассоциатами |53-55|. Поэтому энергия вязкого течения и параметр ассоциативности (структурированности) нефти взаимосвязаны. При концентра­ ции асфальтенов 18-20 мас.% и суммарном содержании их со смолами около 35 мас.% начинают проявляться структурно-механические свойства нефтяной сис­ темы. С таким содержанием смол и асфальтенов нефти характеризуются вязкос­ тью более 10 Па с и не обладают текучестью. Показано [56], что увеличение степе­ ни структурирования пластовых флюидов в процессе вытеснения нефти является основной причиной значительного снижения эффективности ее извлечения с использованием физико-химических методов.

Строение дисперсной фазы нефтей и жидких нефтепродуктов определяется характеристиками процессов образования молекулярных агрегатов асфальтенов

[57].Закономерности этих процессов в разбавленных растворах нефти в толуоле исследовали, измеряя время протонной спин-спиновой релаксации в зависимос­ ти от концентрации асфальтенов. Эти измерения позволили выяснить условия формирования димеров и более сложных агрегатов молекул асфальтенов. Дан­ ные, полученные методом импульсного ЯМР, подтверждены результатами изме­ рений вязкости и оптического поглощения исследованных нефтяных растворов.

Предложена модель ассоциации асфальтенов, как аналог линейной полиме­ ризации 158]. В основу модели положена возможность наличия в молекулах ас­ фальтенов активных центров (функциональных групп), способных к связыванию

сдругими асфальтенами. Молекулы со множеством активных центров действуют

вкачестве растущих частиц, а молекулы с одним активным центром (смолы) — как обрыватели цепи. Фракция смол играет важную роль в стабильности нефти и предотвращает выделение компонентов асфальтенов в виде отдельной фазы [59]. Показано [60], что источником сил в создаваемых агрегатах асфальтенов и смол являются исключительно Ван-дер-Ваальсовы связи, кулоновские взаимодействия (электростатические силы), перенос электрических зарядов, силы индукции плюс обменное взаимодействие с отталкиванием ионов. Никакие другие источники происхождения сил, в том числе наличие водородных связей, не играют сущест­ венной роли в энергетике агрегатов молекул с известными группами атомов.

Внефтяных системах, характеризующихся критической температурой насы­ щения высокомолекулярных парафинов, реализуется другой механизм структу­ рирования. Он заключается в фазовом переходе нефтяной системы с выделением твердых парафинов. Как известно [4], алканы при нормальных условиях, начиная с //-гексадекана и выше, представляют собой твердые вещества. При температу­ рах, близких к температуре кристаллизации, при охлаждении пласта закачивае­ мой водой из нефти выделяются кристаллы твердых парафинов, причем число их увеличивается постепенно в силу значительной разности температур плавления

отдельных гомологов. С увеличением содержания высокомолекулярных пара­ финов от 3-4% до 20-25% температура насыщения повышается от 14-17°С до 5052°С. В результате аномально вязкие свойства нефтей усиливаются при охлажде­ нии пласта не только из-за ослабления броуновского движения в жидкости, но и с появлением новой твердой фазы —кристаллов парафина.

Процесс парафиноотложения [61] можно представить как совокупность сле­ дующих последовательных стадий: а) формирование в объеме жидкости частиц дисперсной фазы, способных образовать отложения на поверхности; б) про­ странственное перемещение частиц дисперсной фазы из объема жидкости к по­ верхности подложки; в) контакт и фиксация частиц дисперсной фазы на повер­ хности подложки; г) износ сформировавшегося отложения в результате трения между поверхностью отложения и потоком движущегося продукта. В каждой конкретной ситуации скорости этих стадий могут не совпадать между собой и скорость наиболее медленной из них может оказаться лимитирующей, т.е. опре­ деляющей интенсивность парафиноотложения в целом. Именно эта особенность механизма парафиноотложения часто обуславливает наблюдающуюся на прак­ тике противоречивость данных о влиянии определенных факторов на интенсив­ ность парафиноотложения.

Структура сырой парафинистой нефти представляет собой связанные части­ цы кристаллического нефтяного парафина, образующие подобие сетки, которая заполняет, при определенных условиях, всю нефтяную структуру [62]. С исполь­ зованием реологических измерений и аналитического оборудования проведено систематическое изучение температурных характеристик, вязкостнотемператур­ ных и реологических свойств парафинистой нефти в условиях, моделирующих эксплуатационные. Показано, что парафинистая нефть при определенных усло­ виях имеет структуру, образование которой зависит от размера и количества мо­ лекул парафина в нефти, симметрии и размера кристаллических частиц парафи­ на, что подтверждается также проявлением, в ряде случаев, аномалией вязкости и уменьшением подвижности.

Смолисто-асфальтеновые компоненты оказывают значительное влияние на процессы кристаллизации, ассоциацию и коагуляцию твердых парафинов при охлаждении нефтей ниже температуры насыщения парафином |63, 64|. Величина температуры насыщения нефти парафином тесно связана с массовым содержа­ нием асфальтенов и парафинов и слабо связана с содержанием смол. С ростом массового содержания асфальтенов до 5-6% температура насыщения повышается от20-22°Сдо 32-37°С. Особенно прочные структурные образования наблюдаются в случае формирования дисперсной фазы, состоящей из парафинов, окруженных слоем асфальтенов [65].

Приведены доводы в пользу фрактального строения частиц дисперсной фазы [66] в нефтяных системах, которые раньше рассматривались как сложные струк­ турные единицы, состоящие из плотного ядра и ряда сольватных оболочек. Плот­ ность частиц фрактального кластера снижается от центра к периферии и для клас­ теров характерна радиально-лучевая симметрия. Фрактальное строение растворов асфальтенов в толуоле и смесях толуола с гептаном подтверждено электронной микроскопией с применением криотехники. Определено понятие структурных

образований как фрактальных кластеров и разработан метод оценки параметра порядка структуры на основании экспериментальных данных [67]. Обоснована применимость моделей фрактального роста к описанию структурообразования в нефтяных дисперсных системах на различных масштабах структурной организа­ ции. Кластерная модель описания молекулярных и макромолекулярных ассоциатов [68] в нефтяных системах позволяет методами имитации моделировать клас­ терную систему с последующим расчетом структурных характеристик кластеров

ивсей кластерной системы и установить корреляции между кластерной системой

имакроскопическими физическими свойствами нефтяных систем.

Предложена реологическая модель нефтяных дисперсных систем [69], кото­ рая удовлетворительно описывает неныотоновские свойства нефтей и позволяет предсказывать характерные размеры частиц ассоциатов. Данная модель адекват­ но описывает механизм изменения вязкости в нефтяных дисперсных системах. На ее основе выведено уравнение, которое можно использовать в расчетах режи­ мов течения вязких нефтей.

Таким образом, элементы структурирования в остаточных нефтях являются ответственными за аномалии вязкого течения, а в случае гидрофобной поверх­ ности способствуют также увеличению толщины сольватных слоев на поровой поверхности коллектора. Строение и толщина слоев нефти в силу развитой по­ верхности пор являются важным фактором, влияющим на эффективность добы­ чи нефти. Граничный слой представляет собой дисперсную систему, по строению и свойствам отличную от объемной части нефти, которая характеризуется собс­ твенной дисперсностью. Структурированные граничные слои изменяют геомет­ рию порового пространства и пути движения жидкости. В конечном итоге может произойти полное затухание фильтрации жидкости. Все это свидетельствует о том, что роль особенностей состава и свойств остаточных нефтей по сравнению со структурой порового пространства и поверхностных свойств скелета при дли­ тельной разработке пластов в снижении нефтеотдачи увеличивается. В случае выделения в твердую фазу асфальтенов или высокомолекулярных парафинов она становится определяющей.

1.5. Подвижная и неподвижная части остаточной нефти

Процесс извлечения нефти можно разделить на три последовательные, плавно сменяющиеся стадии [70]. В начальный период разработки основная доля нефти представлена в виде связанной фазы, которая движется как единый поток. По мере извлечения нефти начальная связанная система разделяется на систему связанных потоков (крупных зон, совместимых по размеру с расстоянием между скважинами) и отдельные целики, представляющие собой изолированные связанные нефтяные зоны. При этом часть целиков является подвижной. При дальнейшей разработке доля связанных потоков нефти уменьшается и возрастает доля целиков, из которых все большую часть занимают неподвижные. Предельное состояние пласта можно охарактеризовать существованием нефти только в виде неподвижных целиков, определяющих конечную нефтеотдачу. В монографии Сорокина А.В. и Сороки­ на В.Д. [71] применительно к пластовой нефти использованы следующие понятия:

«подвижная нефть» —уже извлеченная нефть или которая может быть добыта при определенных условиях разработки залежи;

«остаточная нефть» —неподвижная нефть, которая либо не может быть извле­ чена существующей технологией, либо неподвижна при реализованных условиях разработки месторождения.

Различие вязкостей нагнетаемой воды и пластовой нефти, а также неоднород­ ность фильтрационных свойств различных частей пласта вызывают вязкостную и фильтрационную неустойчивость вытеснения. В результате возникает сложная структура остаточной нефти (рис. 1.1). Остаточная нефть находится как в зоне, не охваченной гидродинамическим воздействием, так и в зоне его охвата. Физи­ ко-химические свойства нефти в зонах залежи, не испытывающих вытесняющего влияния, близки к свойствам нефти в начальный период разработки. Наряду с не­ подвижной частью пластовая нефть содержит также и значительный объем под­ вижной части. Это остаточная нефть «макроуровня». Наиболее важным отличием характера залегания остаточной нефти в промытых зонах является ее прерывис­ тость, проявляющаяся на разных уровнях масштабности, начиная от уровня от­ дельных пор (защемленная нефть) и кончая уровнем отдельных участков залежи. Другая характерная черта остаточной нефти заключается в отличии ее свойств от свойств природной нефти, которая проявляется в низком содержании подвиж­ ной части или в полном ее отсутствии. Это остаточная нефть «микроуровия».

Рис. 1.1. Распределение остаточных нефтей по типам в пласте и по частям в приповерхностных условиях

Остаточная нефть из промытых и не охваченных разработкой участков залежи отличается соотношением подвижной и неподвижной частей пластовой нефти. В первом случае оно будет низким, а во втором —высоким. Не исключена вероят­ ность полного отсутствия подвижной части нефти. По соотношению подвижной и неподвижной частей можно выделить три типа остаточной нефти:

—остаточная нефть зон пласта, не охваченных разработкой, содержит под­ вижную и неподвижную части;

—остаточная нефть разрабатываемых зон содержит в меньшем количестве подвижную часть, а также неподвижную часть;

—остаточная нефть выработанных зон содержит только неподвижную часть. Извлекаемая нефть является подвижной частью пластовой нефти, так как

неподвижная ее часть не извлекается и остается в пласте-коллекторе. Поэтому термин «подвижная нефть» обозначает подвижную часть пластовой нефти, кото­ рой соответствует добываемая скважинным способом нефть. Остаточное нефтенасыщение кернового материала продуктивной зоны пласта представляет собой предельно остаточную нефтенасыщенность пласта, так, при его выбуривании и извлечении на поверхность теряется вся подвижная часть пластовой нефти. Оно является неподвижной частью пластовой нефти, которую нельзя извлечь никаки­ ми технологиями. Термин «неподвижная нефть» обозначает неподвижную часть пластовой нефти, которой соответствует остаточное нефтенасыщение кернового материала. В литературных источниках нефть, выделенную экстракцией нефте­ насыщенной породы из промытых частей пласта органическими растворителя­ ми, принято называть термином «остаточная нефть».