Природные резервуары, ловушки, залежи и месторождения нефти.

Природные резервуары, ловушки, залежи и месторождения нефти.

Вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служат породы – коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Такие коллекторы называют природными резервуарами.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически экранированные (Рис. 1.8).

Образовавшиеся в определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к верхней части и попадают в ловушку. Таким образом, ловушкой называется часть природного резервуара, в которой скопились нефть и газ. В природе существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены сводовые (Рис. 1.9).

Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. На Рис. 1.10 приведена схема сводовой газонефтяной залежи, а на Рис.1.11 – схема массивной газонефтяной залежи. Существуют также литологически экранированные, тектонически экранированные и стратиграфически экранированные залежи.

Совокупность залежей и газа одного и того же вида (например сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа.

 

Неоднородность продуктивного пласта

Одна из особенностей нетфегазосодержащих пород – различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью.

Неоднородность пласта характеризуется пространственной изменчивостью его литолого-физических свойств. Выделяют неоднородность пласта по вещественному составу, пористости, проницаемости, удельному электрическому сопротивлению и другим свойствам.

Неоднородность пласта может характеризоваться различными показателями коэффициентом относительной песчанистости, коэффициентом расчлененности и др. В зависимости от масштаба проявления различают микронеоднородность и макронеоднородность. Под микронеоднородностью понимают изменчивость породы одного литологического типа, ее структурных характеристик и зависящих от них физических и коллекторских параметров. Макронеоднородность выражается преимущественно в смене пород различных литологических типов. Она отражается на каротажных диаграммах, а также на профильных геолого-литологических разрезах, картах мощностей коллекторов, расчленённости, прерывистости и др. По форме проявления и по направлению различают зональную неоднородность пласта, связанную, например, с выклиниванием или литологическим замещением пород в латеральном направлении, слоистую неоднородность пласта, обусловленную переслаиванием пород одного литологического типа с отличающимися физическими свойствами или пород различных типов. По генезису неоднородность пласта может быть " первичной", т.е. проявившейся в процессе седиментогенеза, и " вторичной", возникающей при диагенезе и эпигенезе (например, трещиноватость).

В нефтегазопромысловой геологии наиболее важное значение имеет неоднородность по фильтрационно-ёмкостным свойствам, прежде всего по проницаемости, поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа к забоям скважин, а, следовательно, влияет на систему разработки залежи. Неоднородность пласта обусловливает неравномерность отработки нефтяных пластов и продвижение воды при эксплуатации залежи. Неоднородность пласта изучается всей совокупностью геологических, геофизических и газогидродинамических методов. Первостепенное значение для познания неоднородности имеет детальная попластовая корреляция геолого-геофизических разрезов скважин. При обработке и интерпретации данных этих методов исследования широко используется математическая статистика.

 

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

b) Экстрагированный керн – очищенный от нефти, пластовой воды и газа, взвешивают Pсух. Помещают под вакуум, насыщают жидкостью и взвещиваем в жидкости Pнас/жид. После взвешивают на воздухе Pнас/воз.

 

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные – размер пор < 0, 0002 мм (2000 молекул воды), практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);

- капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0, 0002 до 0, 5 мм;

- сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0, 5 мм.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

Определение пористости

1. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) – дробление, шлифы

2. Коэффициент открытой пористости (mо) Преображенский

3. Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф) прокачка, до полного вымывания нефти

 

3 Проницаемость горных пород. Коэффициенты абсолютной, фазовой, относительной проницаемости.

 

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. DarcyH.- французский учёный, в 1856 году изучая течение воды через песчаный фильтр, установил линейную зависимость между объёмным расходом жидкости (скоростью фильтрации) от градиента давления.

Согласно эксперименту Дарси, скорость фильтрации чистой воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

где Q - объёмный расход воды;

v- линейная скорость воды;

F- площадь сечения, F= nd²/4;

L- длина фильтра;

k- коэффициент пропорциональности.

Вода - однородная система. Нефть, пластовая вода, газ в пластовых условиях - многокомпонентные, неидеальные системы. С точки зрения химии компоненты таких систем взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее фильтрацию нефти (пластовой воды, газа) содержит параметр вязкость, учитывающий неидеальность системы (взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы):

где µ- вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м².

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- это величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемостью в 1 м² называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м³/сек.

Приведённые выше уравнения справедливы при условии движения плохо сжимаемой(несжимаемой) жидкости при линейно-направленном потоке.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Поэтому при расчете проницаемости по газу следует учитывать средний расход газа в условиях образца, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца, используя закон Бойля-Мариотта. Если расширение газа при линейном прохождении его через образец происходит изотермически, следует учитывать средний объёмный расход (Vср):

Виды проницаемостей.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1 отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

2 полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k, % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

где к_н и к_в - фазовые проницаемости для воды и нефти; k- абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

 

4 Удельная поверхность горных пород. Связь параметра «удельная поверхность» с пористостью и проницаемостью породы.

Под удельной поверхностью (Syд) горных пород понимают суммарную поверхность всех ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд = F/V, м2/м3).

Пример:

Sуд=F/V=(для идеального грунта, сложенного из шариков) = Fш а р а · N/ V = 4 π R2(1/d3 ) / 1 = 4 π / 8 R = π / 2 R = π / d d=20 мм Sуд=3, 14/20/10¯ 3=1, 57•102м2/ м3

 

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.

Тем не менее соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят с одной стороны от физико-химических свойств жидкости, а с другой от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль

С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости.Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер считается, что удельная поверхность однородной породы составляет: для псаммитов менее 950 м²/м³, для алевритов 950-2300 м²/м³, для пелитов более 2300 м²/м³.

Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно, в силу её неоднородности. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 900-2100 м²/м³.

Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие " фиктивный грунт ". Под фиктивным грунтом предполагается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке. В 1 м³ породы (V) такой структуры полная поверхность шаров составит площадьS и удельную поверхность соответственно:

S= 6(1-m)/d, Sуд= S/V

где S- площадь поверхности, м²;

m- пористости, ;

d- диаметр, м;

S_уд. - удельная поверхность, м²/м³.

В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельнуюповерхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящих от величин пористости (m) и проницаемости (к_пр), например, по одному из вариантов формулы Козени:

Или по выражению, предложенному К.Г. Оркиным:

где с - поправочный коэффициент, который учитывает отклонения формы частиц от шарообразной и зависит от величины эффективного диаметра частиц (dэф) для реальных коллекторов.

 

5 Физико-химические свойства нефти и параметры ее характеризующие: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент. Их зависимость от температуры и давления.

 

Плотность.

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м³ или г/см³.

ρ =m/V

Плотность нефти в пластовых условиях уменьшается из-за растворенного в ней газа и в связи с повышением температуры. Однако при снижении давления ниже давления насыщения зависимость плотности нефти носит немонотонный характер, а при увеличении давления выше давления насыщения нефть сжимается и плотность несколько увеличивается (рис.1).

Рис.1. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и температуры:

1 - нефть Ахтырского месторождения при 70⁰С;

2 - нефть Новодмитриевского месторождения при 84⁰С

 

Вязкость нефти.

Вязкость характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.

Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре ВВД–У. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости.

Вязкость нефти при этом определяют по формуле:

μ = t (ρ _ш – ρ _ж ) · k

t – время падения шарика, с

ρ _ш и ρ _ж - плотность шарика и жидкости, кг/м³

k – постоянная вискозиметра

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 2. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 2. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 2. б).

Рис. 2. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

 

Сжимаемость нефти

Нефть обладает упругостью. Упругие свойства нефти оцениваются коэффициентом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность жидкости изменять свой объем под действием давления:

β _н = (1)

 

β _н – коэффициент сжимаемости нефти, МПа^-1-

V_н – исходный объем нефти, м³

∆ V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆ Р

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Он зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления (рис.3.1). С увеличением температуры коэффициент сжимаемости увеличивается (рис.3.2).

Рис.3.2. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от температуры

Рис.3.1. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от давления и температуры

 

Объемный коэффициент

Под объемным коэффициентом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = V_пл/V_дег

в – объемный коэффициент

V_пл иV_дег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м³

Рис. 4. Зависимость объемного коэффициента от давления

 

При снижении давления от первоначального пластового р₀ до давления насыщения (отрезок аб) объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления. По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента

 

6. Состав и физические свойства пластовых вод: минерализация, плотность, вязкость, сжимаемость. Их зависимость от давления и температуры.

 

В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); промежуточные (между пропластками); остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1 ⁰С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)*10^-5 1/⁰С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3, 7*10^-10 – 5, 0*10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0, 99-1, 06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют

хлоркальциевые воды (в 1, 5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: рассолы (Q> 50 г/л); солёные (10< Q< 50 г/л); солоноватые (1< Q< 10 г/л); пресные (Q< =1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно- натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей: анионов: OH^–; Cl^–; SO42^–; CO32^–; HCO3^–; катионов: H⁺; K⁺; Na⁺; NH4⁺; Mg2⁺; Ca2⁺; Fe3⁺; ионов микроэлементов: I^–; Br^–; коллоидных частиц SiO₂; Fe2O3; Al2O3; нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Жо = Жк + Жнк

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов: очень мягкая вода – до 1, 5 мг-экв./л; мягкая вода – 1, 5-3, 0 мг-экв./л; умеренно жёсткая вода – 3, 0-6, 0 мг-экв./л; жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

В зависимости от рН различают следующие типы воды: нейтральная (рН=7); щелочная (pH> 7); кислая (p< 7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. " переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

 

7. Смачиваемость поверхности пород пластовыми жидкостями и газами. Кинетический гистерезис смачивания.

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то под действием молекулярных сил жидкость растекается по поверхности твердого тела и принимает форму линзы, как это изображено на рис. 79.

Угол θ, образованный касательной к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений σ 1, 3, σ 1, 2 и σ 2, 3, на разделах фаз 1—3, 1—2 и 2—3. (В нефтяной литературе принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 углеводородную жидкость или газ и цифрой 3 твердое тело.) Угол всегда отсчитывают от касательной в сторону фазы 1.

Из условия равновесия векторов (предполагая, что краевой угол в отвечает истинному

термодинамическому равновесию) получим

В этих уравнениях величины σ 3, 2 и σ 3, 1 практически неизвестны. Поэтому о соотношении поверхностных натяжений σ 3, 1 и σ 3, 2 (т. е. о процессах, происходящих на границе твердого тела с другими фазами) судят по углу θ, который служит мерой смачивания жидкостями поверхности твердого тела и, следовательно, представляет косвенную характеристику взаимодействия твердого тела с другими фазами.

Величина θ, если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания θ с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью

По величине угла избирательного смачивания, образующегося при контакте воды, нефти и породы, наряду с другими параметрами можно судить о качество вод и их отмывающей и нефтевымывающей способности. Поэтому изучению явлений смачивания в нефтепромысловом деле уделяется очень большое внимание.

При контакте твердого тела с углеводородной жидкостью и водой возможны три варианта избирательного смачивания. При θ < 90° (рис. 80, а) фаза 1 (т. е. вода) лучше смачивает твердое тело и поверхность его может быть названа гидрофильной. При θ > 90° Вода не смачивает твердое тело (рис. 80, в). Поверхность такого тела называют гидрофобной. При θ — 90° (рис. 80, б) поверхность минерала обладает нейтральной избирательной смачиваемостыо. При нанесении капли масла на поверхность, погруженную в воду, при тех же самых вариантах смачивания форма капель будет иметь вид, приведенный на рис. 81.

При смачивании одной какой-либо жидкостью могут быть аналогичные случаи смачиваемости твердого тела.

Величина угла смачивания зависит от множества факторов: от механического строения поверхности, адсорбции на ней воздуха и других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда и т. д.

Особо большое влияние на угол смачивания оказывают процессы адсорбции в связи с изменением химического строения поверхности твердого тела. Если при этом к поверхности ориентирована неполярная углеводородная цепь поверхностно-активных веществ, то гидрофильные радикалы (—ОН, -СООН, -СО, —СОН и др.), обращенные в сторону жидкости, способствуют смачиванию поверхности водой. При обратной ориентации поверхность гидрофобизируется. Адсорбция полярных молекул на поверхности горных пород имеет большое значение при избирательном смачивании их водой и нефтью. Кварц, известняк и другие минералы, которыми в основном представлены нефтесодержащие пески, по своей природе гидрофильни. Несмотря на это, все нефтесодержащие породы в значительной степени гидрофобизованы нефтью и часто очень плохо смачиваются водой или же обладают иногда, по-видимому, устойчивой гидрофобной поверхностью.

Степень гидрофобизации определяется концентрацией и свойствами поверхностно-активного вещества и соприкасающихся фаз. В общем виде кривые зависимости косинуса угла смачивания от концентрации поверхностно-активного вещества (ПАВ) в жидкости с (т. е. изотермы избирательного смачивания) имеют вид, приведенный на рис. 82 и 83. В первом случае (рис. 82) изотермы имеют точки инверсии, в которой при некоторой концентрации поверхностно-активного вещества в углеводородной фазе избирательное смачивание меняет знак, т. е. поверхность твердого тела при некоторой концентрации ПАВ из гидрофильной превращается в гидрофобную. Изотермы второго вида не имеют точек инверсии.

Для углеводородных жидкостей и воды характерны изотермы смачивания первого типа (рис. 82). Следует, однако, отметить, что закономерности изменения смачиваемости горных пород от концентрации поверхностно-активных компонентов значительно более сложны. В присутствии остаточной воды и в зависимости от ее свойств точки инверсии смачивания может и не быть.

С процессами адсорбции тесно связаны явления статического гистерезиса смачивания, заключающиеся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении периметра капли по поверхности твердого тела. Мерой статического гистерезиса смачивания может служить разность косинусов углов [см. формулу (5. 7)] Δ В —В2, 1 — В1, 2, получаемая при различном порядке смачивания твердой поверхности жидкостями 1 и 2 (см. рис. 80 и 81). В присутствии адсорбционного слоя статический гистерезис смачивания резко возрастает.

Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

- направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой;

- скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;

- шероховатости твердой поверхности;

- адсорбции на поверхности веществ.

Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.

 

8. Силы противодействующие вытеснению нефти из пласта.

 

В процессе эксплуатации залежи запасы пластовой энергии расходуются в основном на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей сквозь породу к забоям скважин и на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

Наблюдения за движением воды и нефти в пористой среде показывают, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения образуется смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил, а затем вновь движутся.

Под действием капиллярных сил столбик воды будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при этом давление рна пленку нефти между стенками капилляра и столбиком воды, величина которого равна

где R — радиус сферической поверхности столбика воды; r — радиус ее цилиндрической поверхности; δ — поверхностное натяжение на границе нефть — вода.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик воды от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. С началом движения столбика воды в капилляре возникает сила трения, обусловливаемая давлением воды на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик воды сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное на рис. 91 (пунктирными линиями). При этом капиллярное давление, создаваемое менисками, станет равным соответственно для левого и правого менисков:

Разность этих давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений (рг— р2):

Учитывая, что

Получим

Описанное явление, сопровождающееся возникновением дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, принято называть эффектом Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Величина дополнительного сопротивления и капиллярного давления для единичных столбиков может быть и невелика. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок (рис. 92). При переходе столбиков и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженую вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление, равное

Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении десятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте также интенсивно, как и в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы

затруднено. По-видимому, эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вследствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьками воды или газа (рис. 93).

Вопросы по дисциплине «Подземная гидрогазодинамика»

Требования к выделению эксплуатационных объектов

1 При проектировании разработки новых месторождений на первом этапе в качестве эксплуатационных объектов рассматривают подсчетные объекты (пласты), запасы УВ которых числятся на государственном балансе.

2 При выделении эксплуатационных объектов, состоящих из нескольких пластов, должны быть учтены следующие геологические критерии:

1) объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности;

2) природные режимы пластов должны быть одинаковыми;

3) пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов;

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: