CC BY
32
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
УДК 622.276
К ВОПРОСУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗМЕРОВ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ НА ГРАНИЦЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА В ГИДРОФИЛЬНЫХ И ГИДРОФОБНЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
© В. Ф. Калинин 2020г.
АО «НВНИИГГ», Саратов
DOI:10.24411/1997-8316-2021-11032
Аннотация: представлены результаты исследований по определению размеров переходной зоны на границе ВНК в гидрофильных и гидрофобных коллекторах. Показано, что её размеры и конфигурация зависят от величины и направления действия капиллярных сил на границе контакта нефти и воды, высоты залежи на границе ВНК, фильтрационно-емкостной характеристики пласта, физико-химических свойств пластовой воды и нефти, величины поверхностного натяжения на границе раздела фаз и натяжения смачивания.
Ключевые слова: гидрофильные и гидрофобные коллектора, размеры переходной зоны, водо-нефтяной контакт, поверхностное натяжение, натяжение смачивания.
TO THE QUESTION OF DETERMINING THE TRANSITION ZONE SIZES AT THE BOUNDARY OF A WATER-OIL CONTACT IN HYDROPHILIC AND HYDROPHOBIC COLLECTORS
V. Kalinin JSC «NVNIIGG»
Abstract: presents the results of studies to determine the size of the transition zone at the OWC boundary in hydrophilic and hydrophobic reservoirs. It is shown that its size and configuration depend on the magnitude and direction of action of capillary forces at the oil-water interface, the height of the reservoir at the OWC boundary, the reservoir characteristics of the physical and chemical properties of the reservoir water and oil, the magnitude of the surface tension at the interface, and wetting tension.
Key words: hydrophilic and hydrophobic reservoirs, sizes of the transition zone, water-oil contact, surface tension, wetting tension.
Достоверность подсчета запасов нефти объемным методом в нефтяных залежах с подошвенной или краевой водой во многом зависит от точности определения коэффициента нефтеотдачи пласта, эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и ее нефтенасыщенности в условиях существования переходной зоны на границе во-донефтяного контакта (ВНК).
Известно [3], что вследствие капиллярных явлений и изменения толщины пласта в водоплавающей части залежи, по мере удаления от её внутреннего контура нефтеносности к внешнему контуру ВНК, закономерно снижается нефтенасыщенность пласта. И если нефтенасыщенность пласта в сводовой части залежи достигает 80-90%, то ближе к её периферийной части она снижается до 60% и менее. Это обусловлено наличием переходной зоны, размеры которой, вследствие капиллярных явлений, не имеют четко выраженной границы, выше которой получают безводную нефть, а ниже чистую воду [1-4 и др.].
По разным оценкам, в зависимости от литолого-физических параметров породы-коллектора, физико-химических свойств, насыщающих его пластовых флюидов, термобарических факторов и интенсивности развития капиллярных явлений размеры переходной зоны изменяются в довольно широких пределах - от 0,3м в высокопроницаемых коллекторах до 8м и более в низкопроницаемых коллекторах [1, 2 и др. ]. Столь широкий диапазон изменения размеров переходной зоны и её конфигурации, отсутствие надежных критериев по определению верхней границы переходной зоны приводит при подсчете запасов нефти в водоплавающих частях залежи к значительному искажению величины извлекаемых запасов нефти.
Аналогичная сложность возникает и при выборе интервала перфорации во время испытания скважин, когда с целью получения безводной нефти нижние перфорационные отверстия располагаются намного выше верхней границы переходной зоны. Это приводит к снижению гидродинамического совершенства скважин, к ухудшению условий притока нефти к скважине, к снижению производительности скважин, особенно при вскрытии анизотропных пластов, к снижению степени извлечения нефти из нижележащей нефтенасыщенной части пласта и, в конечном счете, к снижению коэффициента нефтеотдачи пласта [3].
Попытки установления верхней границы переходной зоны промыслово-геофи-зическими методами путем регламентирования нижней границы продуктивной нефтенасыщенности в переходной зоне, при которой во время испытания скважины можно получить безводную нефть, оказались безуспешными [1-3 и др.]. Дело в том, что для различных типов коллекторов и насыщающих их флюидов нижняя граница нефтенасыщенности пласта, обусловливающая получение безводной нефти при испытании скважин, изменяется в широких пределах: от 75% и более в высокопроницаемых коллекторах до 60% и менее в низкопроницаемых коллекторах. Величина её зависит от коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов, величины и направления действия капиллярных давлений, конфигурации переходной зоны и других факторов [1-4 и др.].
Конфигурация переходной зоны и характер изменения нефтенасыщенности в пределах этой зоны определяются балансом гравитационных и капиллярных сил, обусловленных высотой залежи, литолого-физическими и смачивающими свойствами
породы-коллектора и насыщающих его пластовых флюидов в границах внутреннего и внешнего контура ВНК.
Периферийная часть залежи в зоне расположения ВНК нередко характеризуется ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению со сводовой частью залежи, что обусловливает и большие размеры переходной зоны, и меньшую величину нефтенасыщенности.
В зависимости от характера смачивания породы конфигурация переходной зоны имеет своеобразную, причудливую форму и пространственное расположение относительно зеркала свободной воды. В гидрофильных коллекторах переходная зона расположена выше зеркала свободной воды и характеризуется плавным, постепенным снижением нефтенасыщенности от её максимальной величины в кровельной части пласта до минимального значения, что обусловлено плавным уменьшением гидростатического давления столба нефти, противодействующего капиллярному подъёму воды в кровельную часть пласта.
В отличие от этого в гидрофобных коллекторах переходная зона расположена ниже зеркала свободной воды и характеризуется крутым переходом от максимальной нефтенасыщенности пласта к её минимальной величине на некоторой глубине под уровнем свободной воды. В данных условиях её размеры обусловлены суммарным однонаправленным воздействием капиллярных сил и гидростатического давления столба нефти над уровнем свободной воды. При этом по мере удаления от внутреннего контура ВНК к её внешнему контуру уменьшается нефтенасыщенная толщина пласта, а соответственно, снижается гидростатическое давление столба нефти и нефтенасы-щенность пласта в переходной зоне.
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СМАЧИВАЕМОСТИ
Характер смачиваемости породы-коллектора, от которой зависит конфигурация переходной зоны, относится к её природным свойствам и проявляется в той или иной, большей или меньшей степени избирательно.
Физическая основа смачивания, механизм её развития обусловлен балансом сил адгезии (прилипания) и когезии (внутреннего сцепления молекул друг с другом) на поверхности их контакта, которые могут меняться в зависимости от физико-химических свойств жидкостей и их смачивающей способности. В случае превалирования сил адгезии (сил притяжения между молекулами жидкости и молекулами твердого тела) над силами когезии (силами межмолекулярного притяжения в самой жидкости) наблюдается смачивание данной поверхности твердого тела данной жидкостью. В частности, в тех условиях, когда смачивающая способность породы водой превалирует над смачивающей способностью поверхности породы-коллектора нефтью, порода становится преимущественно гидрофильной, и на поверхности породы образуется плёнка связанной воды, в противном случае она становится преимущественно гидрофобной, а на поверхности породы образуется плёнка нефти.
Сорбционная способность породы-коллектора, её гидрофильные или гидрофобные свойства определяются целым рядом факторов, главными из которых являются: • физико-химические свойства поверхности поровых каналов пород-коллекторов (минералогический состав породы-коллектора, степень окатанности, углова-
тости, наличие сколов и шероховатости зерен породы);
• физико-химические свойства и состав пластовых флюидов, наличие в них природных и искусственных поверхностно-активных веществ;
• термобарические условия в пласте. Известно, что песчаники, известняки, доломиты и другие породы, которыми в основном представлены нефтесодержа-щие коллекторы, являются по своей природе гидрофильными образованиями до миграции в них нефти, содержащей природные гидрофобизаторы [4].
Характерно, что адгезионные силы минералов породы-коллектора неодинаковы и различаются по величине, так же как неодинаковы и когезионные силы в жидкостях, контактирующих с ними, и могут изменяться в довольно широких пределах в зависимости от термобарических условий в пласте. В частности, при повышенных температурах кварц становится в большей степени гидрофобным, а кальцит более гидрофильным.
В зависимости от баланса адгезионных и когезионных сил в зоне контакта жидкостей (нефть, вода) порода наблюдается тот или иной характер смачиваемости. Мерой, характеризующей тип и интенсивность смачивания породы, является краевой угол смачивания 0, отражающий баланс адгезионных и когезионных сил в зоне контакта жидкостей и породы.
Параметром, характеризующим предрасположенность породы к смачиванию, является величина поверхностного натяжения о на границе раздела фаз, отражающая интенсивность проявления когезионных сил в жидкости и так называемую полярность жидкости, то есть её способность к смачиванию контактирующей с ней поверхности.
Известно, что наиболее полярная жидкость — это ртуть, характеризующаяся высокой величиной когезионных сил, преодолеть которые могут только адгезионные силы металлов, обусловливая тем самым их смачивание. В меньшей степени полярной жидкостью, по сравнению с ртутью, является вода, поверхностное натяжение которой на границе с воздухом составляет о=72,75 мН/м (дн/см), в отличие от ртути, у которой о=465 мН/м (дн/см). При ослаблении сил когезии величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз снижается, что интенсифицирует процесс адгезии (притяжения, прилипания) молекул жидкости к молекулам твердого тела на поверхности их контакта. И при величине краевого угла смачивания 0<9О° приводит к образованию на её поверхности тонкой полимолекулярной пленки прочно связанной воды толщиной 0,05-0,1 мкм. Столь малая толщина плёнки обусловлена предельной, граничной величиной проявления, действия адгезионных сил, удерживающая сила которых убывает по мере удаления слоев жидкости от поверхности их контакта на такое расстояние, где и наступает баланс адгезионных и когезион-ных сил [4 и др.].
Вода, находящаяся на большем критическом удалении от поверхности контакта с твердым телом, является рыхлосвязан-ной водой и эффективно удаляется из по-ровых каналов потоком нефти. Расчеты показывают, что при диаметре молекул воды dм=2,76*10-8 см пленка прочно связанной воды состоит из 360-400 слоев молекул.
При повышении температуры ослабевают силы когезии и снижается поверхностное натяжение воды, что способствует ги-дрофилизации породы.
В определенных условиях, если в зоне влияния адгезионных сил будет находиться жидкость с меньшей величиной когези-онных сил (например, нефть) и с большей адгезионной способностью, нежели у воды, то возможна адсорбция нефти поверхностью породы путём прорыва некоторых гидрофобных компонентов нефти через плёнку связанной воды. Что вполне возможно, так как величина сил адгезии, простирающаяся за границы плёнки связанной воды, достаточно велика, по крайней мере, она превышает силы когезии в нефти.
Это сопровождается образованием микрокапель воды в поровых каналах, а на поверхности поровых каналов толстой плёнки нефти из природных ПАВ-гидро-фобизаторов, присутствующих в ней. При этом толщина образующейся плёнки нефти будет в несколько раз больше, чем толщина плёнки связанной воды.
Всё зависит от степени снижения ко-гезионных сил в нефти, по сравнению с водой. Данное явление наблюдается при контакте нефти, содержащей природные ПАВ-гидрофобизаторы, с водой, насыщающей породу-коллектор, например при формировании нефтяной залежи или в иных случаях, связанных с закачкой в пласт реагентов- гидрофобизаторов для удаления из него воды [8].
В конечном счёте гидрофилизация или гидрофобизация породы-коллектора определяется балансом противоборствующих, действующих в противоположных направлениях, адгезионных и когезионных сил. С одной стороны, адгезионные силы породы-коллектора стремятся адсорбировать жидкость, а с другой - им препятствуют действующие в противоположном направлении силы когезии в жидкости на границе их раздела.
Как видно из соотношения [4]
at =а0 (1 - Yt), (1)
где у- температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при t < t (для воды у=0,002), степень снижения поверхностного натяжения воды с ростом температуры достаточно заметна и при t=100 °C ot составляет 0,8 oo, т.е. снижается на 25% по сравнению с ее первоначальной величиной.
В частности, для воды на границе с паром при t=100 °C величина ot составит 0,8 х 72,75 мН/м (дн/см)=58,24 мН/м (дн/см). С увеличением давления поверхностное натяжение на границе жидкости с газом снижается вследствие его сжатия и растворимости в жидкости.
По поверхностному натяжению о на границе раздела соприкасающихся фаз и краевых углов смачивания 0 можно судить о свойствах, закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, адгезионных, адсорбционных и когезионных процессах, их интенсивности, о количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, об интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.
Самопроизвольное избирательное смачивание водой поверхности поровых каналов, т.е. их гидрофилизация, происходит при положительной и достаточно большой величине натяжения смачивания о cos 0,
в-н 3
т.е. при условии, что
aB-H cos 0 = an_H- an_B > ^ (2)
а это наблюдается, когда поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода-нефть оп н превышает поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода-вода оп-в [4].
В данном случае при высоком поверхностном натяжении на границе раздела фаз нефть-порода силы когезии в нефти превосходят силы адгезии на контакте нефть-порода, и ги-дрофобизация породы - т. е. смачивание её поверхности нефтью - не наблюдается.
В этих условиях фильтрация нефти в пласте происходит по центральной части по-ровых каналов, скользя по пленке прочно связанной воды на поверхности поровых каналов. И наоборот, при низком поверхностном натяжении на границе раздела фаз порода-вода ов_п, по крайней мере более низких, чем онп, а их разница имеет положительное значение, то это свидетельствует о том, что угол 0 не превышает 90° и, таким образом, силы адгезии (прилипания) между молекулами воды и молекулами породы доминируют над силами когезии в воде, и порода смачивается водой. При этом условии краевой угол смачивания 0 породы водой становится тем меньше 90°, чем меньше поверхностное натяжение ов н на границе раздела нефть-вода.
А поскольку угол избирательного смачивания 0 породы водой, как видно из соотношения
cos е = °п-н ~ °п-в, (3)
находится в прямо пропорциональной зависимости от величины поверхностного натяжения на границе вода-нефть о то чем ниже величина поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода ов-н, тем больше величина cos 0 и, соответственно, тем меньше угол избирательного смачивания 0.
При нарушении условия (2), когда
ав-н cos е < 0, (4)
наблюдается гидрофобизация породы.
А это условие выполняется при значении угла смачивания 9О°<0<18О°, при котором величина cos 0 принимает отрицательное значение, в целом же величина натяжения смачивания о cos 0 становит-
в-н
ся меньше нуля.
Таким образом, поверхность породы лучше смачивается той жидкостью, которая обладает меньшим значением величины поверхностного натяжения на границе её контакта с породой. Следовательно, характеризуется меньшими силами когезии, по сравнению с силами адгезии. При этом интенсивность ее смачивания жидкостью возрастает по мере снижения поверхностного натяжения, т. е. по мере снижения ко-гезионных сил.
Если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности (адгезия) больше энергии сцепления молекул внутри самой жидкости (когезия), то вытесняемая жидкость оставляет на поверхности твердого тела пленку жидкости, соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил притяжения породы, т. е. сил адгезии.
Адсорбция и адсорбционные процессы на границе раздела нефть-вода-порода предопределяют характер смачиваемости породы, ее гидрофильные и гидрофобные свойства. В зависимости от интенсивности проявления тех или иных свойств изменяется коэффициент вытеснения нефти водой и нефтеотдача пласта.
Исследованиями [4] установлено, что при самопроизвольной пропитке нефтена-сыщенных образцов, погружённых в воду, из них вытесняется не более 30-40% нефти и гораздо реже до 50%. В частности, нефтеотдача из гидрофильных пластов в безводный период разработки залежи обычно превышает нефтеотдачу из гидрофобных пластов в тот же период разработки залежи.
Поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при заводнении нередко применяют реагенты, изменяющие смачиваемость пласта, приводящие к их гидрофилизации.
В других случаях для вытеснения воды из призабойной зоны пласта (ПЗП), проникшей в нее при бурении скважин или их глушении, применяют гидрофобизаторы, улучшающие условия выноса воды из ПЗП и снижение ее обводненности. Это способствует росту нефтепроницаемости породы и повышению производительности скважин. Очевидно, управляя этими довольно сложными процессами путем применения различных реагентов, изменяющих характер смачиваемости породы, можно достичь существенного улучшения показателей разработки нефтяной залежи.
ПРИРОДНЫЕ ФАКТОРЫ ГИДРО-ФИЛИЗАЦИИ (ГИДРОФОБИЗАЦИИ) ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРА
Степень гидрофилизации или гидрофо-бизации породы-коллектора изменяется в зависимости от концентрации и свойств поверхностно-активных веществ в соприкасающихся фазах [4]. Для так называемых окисленных минералов (карбонаты, сульфаты, окислы тяжелых металлов, а также нерастворимых солей щелочноземельных металлов - кальция, бария) гидрофобиза-торами - собирателями - являются анио-нактивные вещества. Это, прежде всего, карбоновые кислоты или их нерастворимые мыла, образующие на поверхности нерастворимые покрытия соответствующих кальциевых или бариевых мыл.
Для двуокиси кремния, ряда силикатов, алюмосиликатов, минералов с кислотными группировками на их поверхности гидро-фобизаторами являются катионактивные вещества [9]. Так, при увеличении концен-
трации ПАВ-гидрофилизаторов в воде резко снижается поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, соответственно приводящее к снижению краевых углов смачивания и к гидрофилизации поверхности породы-коллектора.
При увеличении концентрации природных ПАВ-гидрофобизаторов в углеводородной фазе поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода также снижается. Однако величина поверхностного натяжения на границе раздела нефть-порода оп_н становится меньше величины поверхностного натяжения на границе раздела вода-порода оп и силы когезии в нефти становятся меньше, чем силы когезии в воде, а это означает, что разность (опн — оп в) <0, как видно из формулы (3), приобретает отрицательное значение.
Соответственно и натяжение смачивания овн cоs 0 становится меньше нуля, то есть краевой угол смачивания 0 становится больше 90°. При этом наблюдается так называемая инверсия смачиваемости поверхности поровых каналов, когда гидрофильная поверхность поровых каналов становится в большей или меньшей степени гидрофобной по характеру смачивания. А это зависит от поверхностной активности гидрофобизатора, характеризующейся величиной поверхностного натяжения а
А н-в
на границе раздела фаз нефть-вода: чем меньше ее величина, тем более гидрофобной становится поверхность породы.
Природными поверхностно-активными веществами, входящими в состав нефти и обеспечивающими ее гидрофобные свойства, являются:
• кислородные соединения, представленные жирными и нафтеновыми кислотами фенольного характера;
• эфиры, асфальтены, амины и смолистые вещества.
И чем выше их концентрация в нефти, тем выше поверхностная активность нефти и тем в большей степени снижается величина поверхностного натяжения на границе с водой, обусловливая тем самым более интенсивную гидрофобизацию породы-коллектора и величину капиллярного давления.
Согласно классификации, представленной в работе [4], нефти по своим поверхностно-активным свойствам относятся к группе неактивных при незначительном содержании в них органических кислот в пределах 0,01-0,06%, а поверхностное натяжение на границе с щелочной водой достаточно высокое - до 25 мН/м (дн/см).
Нефти относятся к группе малоактивных при содержании в них органических кислот в пределах 0,1-0,25%, а поверхностное натяжение составляет 14-25 мН/м.
Нефти, содержащие органические кислоты в пределах 0,3-1,0%, по данной классификации, относятся к группе активных, и поверхностное натяжение составляет 4-12 мН/м.
Высокоактивные нефти содержат от 1,0 до 2,5% органических кислот, и поверхностное натяжение на границе с щелочной водой не превышает 3 мн/м.
Другие углеводороды, присутствующие в нефти, по своему химическому составу представленные тремя классами, главными составными частями нефти:
• метановый (парафиновый, алканы) СнН2н+2,
• нафтеновые (цикланы) СнН2н,
• ароматические (арены) СнН2н
не являются природными ПАВ и не вызывают гидрофобизацию поверхности породы-коллектора.
Из солей нафтеновых кислот наибольший интерес вызывают щелочные, особенно натриевые соли. Они представляют собой нетвердые мыла, легко растворимые
в воде и спирте, приводящие к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода.
Вместе с природными ПАВ, содержащимися в нефти, большое влияние на формирование границы переходной зоны оказывают смеси водо- и водомаслора-створимых ПАВ пластовых вод, а также продукты реагирования щелочных компонентов пластовых вод с высшими жирными и нафтеновыми кислотами нефти [10]. Исследованиями [6] установлено, что нафтеновые кислоты оказывают наибольшее влияние на снижение поверхностного натяжения на границе с дистиллированной, морской и щелочной водой, по сравнению с другими природными ПАВ, в частности с асфальтенами и смолами, обусловливая тем самым большую степень гидрофобиза-ции поверхности породы-коллектора.
Так, при увеличении концентрации нафтеновых кислот от 0,001% до 2,5% поверхностное натяжение снижается:
• на границе с дистиллированной и морской водой в 5 раз и более;
• на границе с щелочной водой в 18,3 раза (табл. № 1) [6].
Это вызывает более интенсивную степень гидрофобизации поверхности поро-вых каналов.
При этом краевой угол смачивания 0 становится больше 90°, а величина cоs 0 меняет свой знак на противоположный, становясь отрицательной величиной.
В меньшей степени, по сравнению с нафтеновыми кислотами, снижают поверхностное натяжение смолы на границе с дистиллированной, морской и щелочной водой, соответственно в 1,6 и в 4 раза, в еще меньшей степени - в 1,1 раза - ас-фальтены (табл. 1).
К поверхностно-инактивным веществам относятся масла, неорганические электролиты, соли, щелочи и др., способствующие повышению поверхностного натяжения.
При некоторой концентрации ПАВ в углеводородной фазе избирательное смачивание меняет знак и поверхность твердого тела, бывшая прежде гидрофильной, становится гидрофобной.
Нефти относятся к группе неактивных, если они содержат незначительное количество органических кислот (0,010,06%), следовательно, поверхностное натяжение её на границе раздела с щелочной и морской водой еще достаточно высоко, хотя и приводит к некоторой гидрофобиза-ции поверхности породы (табл. 1).
К группе малоактивных относятся нефти, содержащие от 0,1 до 0,25% органических кислот и других соединений, способных омыляться щелочью, поверхностное натяжение при этом на границе с дистиллированной, морской и щелочной водой снижается более чем в 2 раза (табл. 1).
Активные нефти содержат от 0,3 до 1,0% органических кислот и способствуют снижению поверхностного натяжения
в 4-9 раз на границе с морскими и щелочными водами.
Высокоактивные нефти, содержащие от 1,0 до 2,5% органических кислот, способствуют еще большему снижению поверхностного натяжения в тех же условиях - в 5-18 раз и по абсолютной величине составляют 1-7 мН/м (дн/см), т.е. характеризуются весьма низким поверхностным натяжением на границе раздела фаз [6].
Характерно, что щелочные воды лучше смачивают поверхность кварца и других минералов, слагающих пласт, чем морская и дистиллированная вода, что связано с омылением органических кислот щелочами воды [4].
Этот фактор является определяющим в применении щелочных вод для повышения нефтеотдачи пласта.
ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ
ФАКТОРЫ ГИДРОФИЛИЗАЦИИ (ГИДРОФОБИЗАЦИИ) ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРА
В природных условиях при формировании нефтяных залежей гидрофобизация поверхности поровых каналов происхо-
Таблица №1
Зависимость поверхностного натяжения (мН/м, дн/см) растворов ПАВ в керосине от их концентрации (С) на границе радела с дистиллированной, морской и щелочной водой
Тип ПАВ Тип воды С, % 0,001 С,% 0,01 С, % 0,05 С, % 0,1 С, % 0,5 С, % 1 С, % 2 С, % 2,5 С, % 10 С, % 20
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Нафтеновые кислоты Дистиллир. 39,8 34,6 26,6 18,7 11,6 11,1 8,9 8 нет данных
Морская 38 31,8 24,1 16,2 9,4 8,9 8 7,1 нет данных
Щелочная 18,3 16,5 12 8,2 3,2 2,1 1 нет данных нет данных
Смолы Дистиллир. 45 44,4 нет данных 44,4 38,1 35,4 34,8 32,5 29,9 28,9
Морская 43,5 42,8 нет данных 40,2 35,8 31,8 30 28,9 27,9 27
Щелочная 20,1 18,2 нет данных 15 3,2 7,1 6 5,2 нет данных нет данных
Асфальтены Дистиллир. 46,9 46,8 46,5 45 43 41,8 нет данных
Морская 44,9 44,7 44,4 43,2 41 40,1 нет данных
Щелочная 21,9 21,8 21,7 21,2 18,1 18,2 нет данных
дит под влиянием некоторых природных компонентов-гидрофобизаторов, содержащихся в нефти, которые прорывают сплошную плёнку связанной воды и адсорбируются на поверхности поровых каналов. Однако в полной мере гидрофобизация поверхности не наблюдается даже при наличии в нефти достаточно большого количества естественных поверхностно-активных компонентов. Это обусловлено характерными особенностями строения пустотного пространства:
• литолого-физическими свойствами породы-коллектора,
• размерами пор и поровых каналов,
• коэффициентом проточности поровых каналов,
• удельной поверхностью породы и др.
В крупнозернистых песчаниках, характеризующихся более низкой удельной поверхностью породы, по сравнению с мелкозернистыми песчаниками, возрастает степень ее гидрофобности вследствие укрупнения пор и снижения при этом противодействующих капиллярных сил со стороны смачивающей фазы (воды). И наоборот, в мелкозернистых породах, где размеры пор меньше, а удельная поверхность их больше, чем удельная поверхность в крупнозернистых породах, возрастает степень гидрофильности породы вследствие сильного противодействия капиллярных сил смачивающей фазы (воды) проникновению в мелкие поры несмачиваю-щей фазы (нефти).
Поскольку порода-коллектор является неоднородной средой по своему структурному и литологическому составу, т. е. по размерам зерен и минеральному составу, наличию глинистой гидрофильной фазы, по строению пустотного пространства (по размерам пор, трещин и поровых каналов), и её поверхностным, химическим
и адсорбционным свойствам, это порождает смешанную, мозаичную смачиваемость поверхности породы.
На характер смачивания поверхности породы решающее влияние оказывают свойства воды, содержание в ней солей, что при увеличении их концентрации в воде приводит к гидрофобизации поверхности породы нефтью, вследствие десольватиру-ющего действия ионов солей. При низкой минерализации пластовой воды, особенно щелочных вод, и низком поверхностном натяжении в системе нефть-вода плёнка связанной воды на поверхности поровых каналов достаточно прочна, так как адгезионные силы намного превосходят силы когезии в воде [4].
При этом один участок породы, характеризующийся малыми размерами пор и тонкими поровыми каналами, насыщенными водой, остаётся гидрофильным, а другой участок с крупными поперечными размерами поровых каналов, по которым происходит фильтрация нефти, покрыт плёнкой нефти и является гидрофобным.
Смешанная, мозаичная смачиваемость обусловлена, с одной стороны, влиянием некоторых природных гидрофобизирую-щих компонентов нефти, а с другой — ги-дрофилизирующим влиянием высоких температур, давления и газового фактора.
Адсорбция (прилипание) вещества на поверхности породы может происходить как за счёт сил межмолекулярного взаимодействия, электростатического притяжения, так и за счет образования химических связей — хемсорбция.
Толщина смачивающих пленок пластовой связанной воды на поверхности поро-вых каналов составляет небольшую величину - всего лишь 0,05-0,1 мкм (микрона), что по крайней мере в 7 раз меньше толщи-
ны плёнки нефти на поверхности породы, составляющей несколько долей или единиц микрон [4,6].
Казалось бы, столь тонкая пленка воды на поверхности поровых каналов в гидрофильных коллекторах не могла привести к заметному сужению их проходного сечения для движения нефти, однако при этом резко меняется сам характер фильтрации нефти.
Характерно, что в гидрофильных коллекторах вода и нефть образуют две независимые непрерывные фазы, а в гидрофобных коллекторах указанная закономерность нарушается, и остаточная вода располагается в виде мельчайших капель на поверхности нефтяной плёнки в центральной части достаточно крупных пор, так как мелкие поры и тонкие поро-вые каналы заполнены нефтью.
В гидрофильных коллекторах пластовая вода в процессе вытеснения нефти контактирует с поверхностью поровых каналов, движется по их периферийной части, обусловливая, таким образом, скольжение нефти по центральной части поровых каналов, препятствуя ее соприкосновению с поверхностью и осаждению в виде адсорбционной пленки на их поверхности. В отличие от этого в гидрофобных коллекторах нефть движется по периферийной части поровых каналов, контактируя с их поверхностью, а вода движется по центральной части поровых каналов. Это приводит к осаждению нефти на поверхности поровых каналов в виде довольно толстой пленки, во много раз превышающей толщину пленки связанной воды, что сопровождается снижением фазовой проницаемости для нефти и увеличением фазовой проницаемости для воды, а также снижением нефтеотдачи пласта [6].
Установлено, что в гидрофильных коллекторах относительная фазовая проница-
емость (ОФП) для нефти при остаточном водонасыщении, т.е. К^(при S в ост) / К^ (при S н ), в 3 с лишним раза больше, чем ОФП для воды при остаточной нефтенасы-щенности, а в гидрофобных коллекторах близко к 1,0 [6].
Величина ОФП для нефти в гидрофильных коллекторах при их остаточной величине водонасыщенности более чем на 10% выше, по сравнению с величиной ОФП для нефти в гидрофобных коллектора в аналогичных условиях. Величина ОФП для воды в гидрофильных коллекторах при остаточной величине нефтенасы-щенности более чем на 20% ниже по сравнению с величиной ОФП в гидрофобных коллекторах в тех же условиях.
С повышением температуры ОФП для нефти возрастают вследствие десорбции полярных компонентов.
Характер смачиваемости породы-коллектора играет важную роль в формировании переходной зоны, ее размеров и определении границы водонефтяного контакта при построении карт изопахит эффективной, нефтенасыщенной толщины пласта, при определении местоположения нижних перфорационных отверстий при вторичном вскрытии пласта, позволяющих получать безводную нефть при работе скважин.
ФОРМИРОВАНИЕ, РАЗМЕРЫ, СОСТОЯНИЕ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
Водонефтяной контакт (ВНК) представляет собой переходную зону различных размеров, характеризующуюся плавной или резко изменяющейся водонефтенасы-щенностью. Границы зоны простираются от верхней, кровельной, полностью неф-тенасыщенной части пласта, из которой
получают при опробовании скважины безводную нефть, до нижней, подошвенной, полностью водонасыщенной части пласта, дающей при опробовании только воду, не содержащую нефть.
Размеры переходной зоны и распределение в ней нефти зависят от соотношения гравитационных и капиллярных сил в пласте, определяемых:
• высотой нефтяной залежи;
• плотностью нефти и пластовой воды;
• типом коллектора (поровый или трещинный), его проницаемостью и пористостью;
• смачивающей способностью пластовых флюидов (поверхностным натяжением и краевым углом смачивания).
Размеры переходной зоны в гидрофильных коллекторах определяются высотой подъема воды Ьв над уровнем свободной воды и вычисляются по формуле:
Ь = 2° СР8 9 -(Ин-И0 )ГП.К£РН
*-п.к.§рв
(5)
где а — поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода;
0 — краевой угол смачивания; Ьн — высота столба нефти в залежи (высота нефтяной залежи);
— изначальный уровень впитывающейся в гидрофильный коллектор воды;
гпк — средний размер радиуса поровых каналов породы-коллектора;
g — ускорение свободного падения; рн — плотность нефти; рв — плотность воды. Водонефтяной контакт (переходная зона) находится выше уровня (зеркала) свободной воды и, вследствие разнообразия поперечных размеров поровых каналов, вероятно, представляет собой по форме пилообразную конфигурацию с разной степенью
водонефтенасыщенности. Это обусловлено различием в размерах пор и поровых каналов в породе-коллекторе, а следовательно, и различным капиллярным давлением, развивающимся в них. Силы смачивания воды на поверхности поровых каналов позволяют воде вытеснять из них нефть и удерживать воду на той или иной высоте в зависимости от противодавления на неё веса нефти, вытесненной за границу раздела фаз.
Следовательно, высота подъема воды в нефтенасыщенную часть пласта определяется балансом между силами смачивания и гравитационными силами, обусловленными весом жидкости (нефти), противодействующими капиллярному подъему воды выше уровня свободной воды, т.е. в нефтенасыщенную часть залежи.
Вытеснение нефти водой в гидрофильных коллекторах будет продолжаться до тех пор, пока капиллярное давление на границе их раздела не уравновесится гидростатическим давлением столба нефти определенной высоты [11]. Очевидно, в зависимости от литотипа породы и высоты залежи нефти пилообразность конфигурации переходной зоны может быть ярко выраженной, как в низкопроницаемых мелкозернистых породах с небольшой высотой залежи нефти, имеющих переходную зону больших размеров (до 8 м и более).
В отличие от этого в высокопроницаемых коллекторах, характеризующихся большими поперечными размерами пор и поро-вых каналов, а следовательно, небольшими капиллярными давлениями и большой высотой залежи нефти, переходная зона может иметь более сглаженную форму небольших размеров (до 0,3 м). Результаты расчетов по определению размеров переходной зоны на ВНК в гидрофильных коллекторах по формуле (5) представлены на рис. 1-12.
При заданных параметрах поверхностного натяжения о=36,25 мН/м (дн/см), величине краевого угла смачивания 0=60° и плотности пластовой воды р=1,1 г/см3 результаты расчетов (рис. 1-3) позволяют отметить следуюшее:
1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (гп к=1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные высотой капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть пласта h , составляют при высоте залежи
h :
н
• hн=4,62 м hв=0,27 см, т.е. переходная зона практически отсутствует;
• h =4,0 м h =0,45 м;
нв
• h =1,95 м и менее соответственно
н
^=1,95 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны h при высоте залежи h составляют:
вн
• при ^=0,92 м ^=0,35 см;
• при hн=0,39 м и менее соответственно ^=0,39 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гпк=10 мкм) размеры переходной зоны ^ при высоте залежи ^ составляют:
• h =0,46 м h =0,176 см;
нв
• h =0,4 м h =4,5 см;
нв
• h =0,25 м h =15,4 см;
нв
• при ^=0,19 м и менее соответственно ^=0,19 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта.
Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы: 1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 незначительно влияет на высоту капиллярного подъёма воды h
в нефтенасыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к=10,0 мкм) критическая высота залежи снижается с ^=4,62 м (при этом hв=0,27 см) до ^=0,46 м (при этом ^=0,176 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны снижается с ^=1,95 м при высоте залежи ^=1,95 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до ^=0,19 м при высоте залежи ^=0,19 м и менее в высокопроницаемых коллекторах.
При заданных параметрах о=36,25 мН/м и снижении краевого угла смачивания с 0=60° до 0=30° результаты расчетов (рис. 4-6) позволяют отметить следующее: 1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные высотой капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть пласта составляют при высоте залежи h :
н
• ^=8,0 м ^=0,21 см, т.е. переходная зона практически отсутствует;
• h =4,0 м h =2,92 м;
нв
• h =3,25 м и менее соответственно
н
^=3,25 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
5 4,5 4 3,5 3
■ 2,5 2 1,5 1
0,5 0
1
\
\
\\
\\ \
\ к
0,5 1
о Ив1
1,5 2 ] Ив2 .
2,5 Ив3
3 3,5
4,5 5 Ив,м
Примечание: р1в1-рв=1,0 г/см3; р1в2-р=1,1 г/см3; Ь>в3-рв = 1,2 г/см3; о =36,25 мН/м; 6=60°; р =0,8 г/см3; г =1,0 мкм
1
0,9 0,8
0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,2
0,4
0,6
0,8
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =36,25 мН/м; 6 =60°; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
0,2
0,3
0,4
Ив1
Ив2
Ив3
0,5 1лв,м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; hв3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =36,25 мН/м; 6 =60°; р =0,8 г/см3; г =10,0 мкм
10
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
Л
4
N
N № Ч,
Ив1
Ив2
Ив3
9 10 Ив,м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о =36,25 мН/м; 6 =30°; р =0,8 г/см3; г =1,0 мкм
2 1,8 1,6 1,4 1,2 ■ 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0
0,25
0,5
0,75
1,25
Ив1
Ив2
Ив3
1,5
Ив,м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =36,25 мН/м; 6 =300; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
1
0,9 0,8 0,7 0,6 5 0,5
С
0,4 0,3 0,2 0,1 0
6
Ч
\
\
к
\
\
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =36,25 мН/м; 6 =30°; р =0,8 г/см3; г =10,0 мкм
Рис. 1-6. Диаграмма влияния высоты залежи нефти ^ на высоту капиллярного подъема воды
h в нефтенасыщенную часть залежи
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0
4
0
1
0
пв,м
0
0
1,5
1,25 1
■ 0,75 0,5 0,25 0
0 0,25 0,5
о Ив1 □ Ив2 л Ив3
0,75 1
1,25 hв,м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о _ = 10 мН/м; 6 =60°; р =0,8 г/см3; г =1,0 мкм
0,3
0,2 ■
0,1
8
к
0,05 0,1 0,15
||в1 □ hв2 л ||в3
0,2 0,25
hв,м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о_ =10 мН/м; 6 =60°; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
0,2
■ 0,1
9
0 0,02 0,04 0,06 0,08
||в1 □ ||в2 л hв3
0,1 0,12 hв,м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о_ =10 мН/м; 6 =60°; р =0,8 г/см3; г =10,0 мкм
2,5
1,5
0,5
Ч 1 0
Л ч ч
\
4 ч 3
0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2
||в1 □ ||в2 л hв3
|1в,м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о_ =10 мН/м; 6 =30°; р =0,8 г/см3; г =1,0 мкм
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 1в1 □ 1в2 Л 1в3 |в,м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; hв3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =10 мН/м; 6 =30°; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
0,3
0,2
0,1
12
0 0,05
о ||в1 □ ||в2
0,1
0,15
||в3
0,2 1в,м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; о _ =10 мН/м;6 =30°;р =0,8 г/см3;г =10,0 мкм (к>1мкм2)
Рис. 7-12. Диаграмма влияния высоты залежи нефти ^ на высоту капиллярного подъема
воды h в нефтенасыщенную часть залежи
2
1
0
0
0
0
0
0
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны h при высоте залежи h составляют:
в А н
• при Ьн=1,6 м Ьв=0,21 см;
• при hн=0,68 м и менее соответственно Ьв=0,68 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гпк=10 мкм) размеры переходной зоны Ьв при высоте залежи Ьн составляют:
• h =0,8 м Ь =0,1 см;
нв
• Ь =0,75 м Ь =3,7 см;
нв
• при Ьн=0,34 м и менее соответственно Ьв=0,34 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта.
Анализ полученных результатов позволяет
сделать следующие выводы:
1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 незначительно влияет на высоту капиллярного подъёма воды Ьв в нефтенасыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к=10,0 мкм) критическая высота залежи снижается с Ьн=8,0 м (при этом Ьв=0,21 см) до Ьн=0,8 м (при этом Ьв=0,1 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв,
снижается с Ьв=3,25 м при высоте залежи Ьн=3,25 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до Ьв=0,34 м при высоте залежи Ьн=0,34 м и менее в высокопроницаемых коллекторах. При заданных параметрах о=10,0 мН/м и величине краевого угла смачивания с 0=60° результаты расчетов (рис. 7-9) позволяют отметить следующее:
1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные высотой капиллярного подъёма воды в нефтенасы-щенную часть пласта Ьв, составляют при высоте залежи Ь :
н
• Ьн=1,25 м Ьв=1,85 см, т.е. переходная зона практически отсутствует;
• Ь =0,75 м Ь =0,38 м;
нв
• Ь =0,53 м и менее соответственно Ьв=0,53 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны Ь при высоте залежи Ь составляют:
вн
• при Ьн=0,25 м Ьв=0,37 см;
• при Ьн=0,2 м Ьв=4,0 см;
• при Ьн< 0,1 м соответственно Ьв < 0,1 м, т.е. переходная зона практически отсутствует;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гп к=10 мкм) размер переходной зоны Ьв при высоте залежи Ьн составляют:
• Ь =0,12 м Ь =0,55 см;
нв
• Ь =0,1 м Ь =2,0 см;
нв
• при Ьн < 0,1 м Ьв< 0,1 м, т. е. переходная зона практически отсутствует.
Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы: 1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 в гидрофильных коллекторах незначительно влияет на высоту
капиллярного подъёма воды Ьв в нефте-насыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК; 2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к=10,0 мкм) критическая высота залежи снижается с Ь =1,25 м
н
(при этом Ьв=1,85 см) до Ьн <0,1 м (при этом Ьв=0,1 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв, снижается с Ьв=0,53 м при высоте залежи Ьн=0,53 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до Ьв<0,1 м при высоте залежи Ьн <0,1 м в высокопроницаемых коллекторах.
При заданных параметрах о=10 мН/м и снижении краевого угла смачивания с 0=60° до 0=30° результаты расчетов (рис. 10-12) позволяют отметить следующее: 1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные высотой капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть пласта Ьв, составляют при высоте залежи Ь :
н
• Ьн=2,2 м Ьв=0,7 см, т.е. переходная зона практически отсутствует;
• Ь =1,0 м Ь =0,88 м;
нв
• Ь =0,88 м и менее соответственно Ьв=0,88 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны Ь при высоте залежи Ь составляют:
вн
• при Ьн=0,42 м Ьв=1,6 см;
• при Ьн=0,185 м и менее соответственно Ьв=0,185 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гп к=10 мкм) размеры переходной зоны Ьв при высоте залежи Ьн составляют:
• Ь =0,22 м Ь =0,07 см;
нв
• Ь =0,75 м Ь =3,7 см;
нв
• при Ьн=0,09 м и менее соответственно Ьв=0,09 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются от уровня свободной воды до кровли пласта.
Анализ полученных результатов позволяет
сделать следующие выводы:
1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 незначительно влияет на высоту капиллярного подъёма воды Ьв в нефтенасыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, зависит от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гпк=10,0 мкм) критическая высота залежи снижается с Ьн=2,2 м (при этом Ьв=0,7 см) до Ьн=0,22 м (при этом Ьв=0,07 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв, снижается с Ьв=0,88 м при высоте залежи Ь =0,88 м и менее в низкопро-
? 5
им
п ф
ницаемых коллекторах и до hB=0,09 м при высоте залежи hH=0,09 м и менее в высокопроницаемых коллекторах; • размеры переходной зоны на границе ВНК уменьшаются в обратно пропорциональной зависимости от максимальной её величины на внешнем контуре ВНК до минимальной её величины на внутреннем контуре ВНК, т. е. по мере постепенного увеличения высоты залежи (нефтенасы-щенной толщины пласта) в пределах выделенных границ. Однако это снижение размеров переходной зоны проявляется более масштабно при высокой проницаемости пласта и высокой величине натяжения смачивания (о cos 0), когда при о=36,25 мН/м и 0=30° величина h (размер переходной зоны) при к=1,0 мкм2 (гп к = 10 мкм) составляет 0,34 м, а при о=10 мН/м и 0=30° величина h при к=0,01 мкм2 составляет уже 0,88 м, что в 2,6 раза больше, чем в высокопроницаемых коллекторах и при более высокой величине натяжения смачивания.
B то же время, сопоставляя размеры переходной зоны h=3,25 м в низкопроницаемых коллекторах (к=0,01 мкм2, r =1,0 мкм) при высокой величине натяжения смачивания (о ^s 0=31,39 мН/м) с размерами ^=0,88 м в низкопроницаемых аналогичных коллекторах при низкой величине натяжения смачивания (о ^s 0=8,66 мН/м), можно отметить, что h в 3,69 раза больше при высоких параметрах о cos 0, чем при низких значениях величины натяжения смачивания.
В заключение следует отметить, что в гидрофильных коллекторах определяющее влияние на размеры переходной зоны оказывает высота залежи, которая предотвращает капиллярный подъём воды в неф-тенасыщенную часть залежи при её высоте
Ьн=8,0 м даже в низкопроницаемых коллекторах (к=0,01 мкм2, г =1,0 мкм) и при высоком натяжении смачивания (а=36,25 мН/м и 0=30°), а в высокопроницаемых коллекторах (к=1,0 мкм2 и более, г пк = 10 мкм) и при низких величинах натяжения смачивания (а=10,0 мН/м и 0=30°— 60°) соответственно при высоте залежи Ьн=0,1-0,2 м.
Это означает, что при меньшей толщине пласта будет происходить капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть пласта на высоту, предопределяемую гидростатическим противодавлением столба нефти величине капиллярного давления. Размеры переходной зоны, обусловленные балансом гравитационных сил (гидростатическое давление столба нефти над уровнем свободной воды) и капиллярных сил, могут варьировать от Ьв=3,25 м в маломощных низкопроницаемых пластах при высоких величинах натяжения смачивания до Ь =0,09 м и менее
в
в высокопроницаемых коллекторах при низких величинах натяжения смачивания (рис. 1-12).
В маломощных, неоднородных по своим фильтрационно-емкостным и смачивающим характеристикам пластах, когда величина капиллярных сил велика, конфигурация переходной зоны может иметь весьма причудливую, пилообразную форму с различной высотой капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть пласта вплоть до его кровли.
В отличие от гидрофильных коллекторов переходная зона в гидрофобных коллекторах имеет зеркально противоположную картину.
Водонефтяной контакт в гидрофобных коллекторах находится ниже уровня свободной воды, вследствие изменения направления действия капиллярных сил, при ко-
тором нефть выдавливает воду из поровых каналов вниз, обусловливая весьма причудливую пилообразную конфигурацию переходной зоны, обращенную в сторону водо-насыщенной части пласта.
Для вытеснения нефти из этой зоны требуется приложить к архимедовой силе выталкивания (всплытия) ещё и определенное давление, которые в сумме должны превосходить по своей силе однонаправленное гравитационное давление столба нефти, обусловленного высотой залежи нефти и плотностью нефти, и капиллярное давление, обусловленное натяжением смачивания а сos 0 и средними поперечными размерами поровых каналов.
Размеры переходной зоны в гидрофобных коллекторах определяются по формуле:
=
2а ео8 0 - гп.к.2(АЬн)рн
гп.к.§(Рв - Рн)
(6)
где Ьв — высота подъема воды в нефтяную залежь, имеющая отрицательную величину и по существу отражающая глубину капиллярного проникновения нефти под уровень свободной воды (ниже зеркала свободной воды), т.е. в водонасыщенную часть залежи, формируя переходную зону от безводной нефти к свободной воде.
Результаты расчетов по определению глубины капиллярной пропитки (проникновения нефти) в водонасыщенную часть пласта представлены на рис. 13-24.
При заданных параметрах поверхностного натяжения а=1,0 мН/м (дн/см), величине краевого угла смачивания 0=120° и плотности пластовой воды р=1,1 г/см3 результаты расчетов (рис. 13-15) позволяют отметить следуюшее: 1. в низкопроницаемых пластах к=0,01
мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной
зоны, обусловленные капиллярным проникновением нефти в водонасыщенную часть пласта Ь:н, составляют при высоте залежи Ь :
н
• Ьн=0,01 м =0,34 м, т.е. несмотря на то, что высота залежи имеет микроскопические размеры, переходная зона уже практически существует, хотя и небольших размеров;
• Ь =0,25 м ИН =1,0 м;
н ' Н ' '
• Ь =1,0 м и более соответственно
н ' Н
=3,0 м и более, т.е. размеры переходной зоны значительно возрастают, простираясь на большую глубину вниз под уровень свободной воды в водона-сыщенной части пласта;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи Ьн составляют:
• при Ьн=0,01 м ИН =0,068 м;
• при Ьн=0,25-1,0 м и более соответственно ИН =0,724-2,73 м и более, т.е. глубина капиллярного проникновения нефти под уровень свободной воды (размеры переходной зоны) меньше, чем в низкопроницаемых коллекторах;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гпк=10 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи Ьн составляют:
• Ь =0,01 м ИН =0,034 м;
нН
• Ь =0,25 м ИН =0,7 м;
нН
• Ьн=1,0 м ИН =2,7 м;
• при Ьн=2,0 м и более соответственно Ьв=м и более, т. е. размеры переходной зоны также меньше, чем в низкопроницаемых и среднепроницаемых коллекторах.
Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы: 1. при увеличении плотности пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 глубина капиллярного проникновения нефти под
45 40 ■ 35 30 25 20 15 10 5 0
14
0
Ив1
Ив2
Ив3
9 10
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; а =1,0 мН/м; 6 =120°; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
1 16 х
——
ы V - л
9 10
Ьн.м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; р1в2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; а _ =1,0 мН/м; 6 =150°; р =0,8 г/см3; г =1,0 мкм
45
40
35 30 -25 20 15 -10
1 2
С
3
Ив2
4 5
Л ИвЭ
9 10 Ьн.м
Примечание: р1в1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; а _ =1,0 мН/м; 6 =150°; р =0,8 г/см3; г =5,0 мкм
40 ■ 35 ■ 30 ■ 25 ■ а 3: 20 ■ 15 ■ 10 ■ 5 ■ 0 1 0
31234567891
0 Ив1 □ Ив2 Л ИвЭ Ин.м
Примечание: hв1- рв=1,0 г/см3; hв2- рв =1,1 г/см3; р1в3 -рв = 1,2 г/см3; ан-в =1,0 мН/м; 6 =150°; рн =0,8 г/см3; гп к =10,0 мкм
Рис. № 13-18. Диаграмма влияния высоты залежи нефти ^ на глубину капиллярной пропитки нефти ^ в водонасыщенную часть залежи
0
2
3
4
5
6
7
8
0
0
6
7
8
2
3
4
5
6
7
8
Примечание: h - рв=1,0 г/см3; hB2- рв =1,1 г/см3; hB3 -рв = 1,2 г/см3; о - =10,0 мН/м; 6 =150°; р =0,8 г/см3; r =1,0 мкм
Рис. № 19-24. Диаграмма влияния высоты залежи нефти hw на глубину капиллярной пропитки нефти h1w в водонасыщенную часть залежи
уровень свободной воды уменьшается в 2 раза;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к=10,0 мкм) критическая высота залежи, снижается с Ьн=4,62 м (при этом Ьв=0,27 см) до Ьн=0,46 м (при этом Ьв=0,176 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв, снижается с Ьв=1,95 м при высоте залежи Ьн=1,95 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до Ьв=0,19 м при высоте залежи Ьн=0,19 м и менее в высокопроницаемых коллекторах.
При заданных параметрах а=1,0 мН/м и увеличении краевого угла смачивания с 0=120° до 0=150° и плотности пластовой воды 1,12 г/см3 результаты расчетов (рис. 16-18) позволяют отметить следующее: 1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные капиллярным проникновением нефти под уровень свободной воды ИН, составляют при высоте залежи Ь :
н
• Ьн=0,01 м ИН =0,59 м, т.е. переходная зона, хотя и имеет небольшие размеры, практически существует;
• Ь =0,25 м ИН =1,25 м;
нН
• Ь =1,0 м и более соответственно Ьв=3,25 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются под уро-
вень свободной воды на весьма значительное расстояние;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны Ь1 при высоте залежи Ь составляют:
нн
• при Ьн=0,01-0,25 м соответственно ИН =0,12-0,78 м;
• при Ьн=1,0 м и более соответственно ИН =2,78 м и более, т. е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на большую глубину, однако она меньше, чем в низкопроницаемых пластах;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гп к=10 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи Ьн составляют:
• Ь =0,01 м ИН =0,06 м;
нН
• Ь =0,25 м ИН =0,73м;
нН
• при Ьн=1,0 м и более соответственно ИН =2,72 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на меньшее расстояние, чем в низко- и среднепро-ницаемых коллекторах.
Анализ полученных результатов позволяет
сделать следующие выводы:
1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 незначительно влияет на высоту капиллярного подъёма воды Ьв в нефтенасыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гпк=10,0 мкм) критическая высота залежи снижает-
ся с Ьн=8,0 м (при этом Ьв=0,21 см) до Ьн=0,8 м (при этом Ьв=0,1 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв, снижается с Ьв=3,25 м при высоте залежи Ьн=3,25 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до Ьв=0,34 м при высоте залежи Ьн=0,34 м и менее в высокопроницаемых коллекторах.
При заданных параметрах а=10,0 мН/м и величине краевого угла смачивания 0=120° и плотности пластовой воды 1,1 г/см3 результаты расчетов (рис. 19-21) позволяют отметить следующее:
1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные капиллярным проникновением нефти под уровень свободной воды ИН, составляют при высоте залежи Ь :
н
• Ьн=0,01 м ИН =3,4 м, т.е. переходная зона уже имеет большие размеры;
• Ь =0,25 м ИН =4,06 м;
нН
• Ь =1,0 м и более соответственно ИН
нН
=6,06 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на гораздо большую глубину, чем при низких величинах поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи Ьн составляют:
• при Ьн=0,01 м ИН =0,68 м;
• при Ьн=0,25 м ИН =1,34 м;
• при Ьн=1,0 м и более соответственно ИН =3,35 м и более, т.е. размеры переходной зоны гораздо меньше, чем в низкопроницаемых коллекторах;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гпк=10 мкм) размер переходной зоны ИН при высоте залежи Ьн составляют:
• Ь =0,01 м ИН =0,34 м;
нН
• Ь =0,25 м ИН =1,0 м;
нН
• при Ьн=1,0 м и более ИН =3,0 м и более, т.е. размеры переходной зоны меньше, чем в низко- и среднепрони-цаемых коллекторах.
Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы:
1. плотность пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 незначительно влияет на высоту капиллярного подъёма воды Ьв в нефтенасыщенную часть пласта, определяющую размеры переходной зоны ВНК;
2. критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, изменяется в зависимости от проницаемости пласта:
• при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к=10,0 мкм) критическая высота залежи снижается с Ьн=1,25 м (при этом Ьв=1,85 см) до Ьн <0,1 м (при этом Ьв=0,1 см);
• предельная высота капиллярного подъёма воды в нефтенасыщенную часть залежи, обусловливающая граничные размеры переходной зоны Ьв, снижается с Ьв=0,53 м при высоте залежи Ьн=0,53 м и менее в низкопроницаемых коллекторах и до Ьв<0,1 м при высоте залежи Ь <0,1 м и в высоко-
н
проницаемых коллекторах. При заданных параметрах а=10 мН/м и величине краевого угла смачивания 0=150° и плотности пластовой воды 1,1 г/см3 ре-
зультаты расчетов (рис. 22-24) позволяют отметить следующее:
1. в низкопроницаемых пластах к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) размеры переходной зоны, обусловленные глубиной капиллярного проникновения нефти в водона-сыщенную часть пласта ИН, составляют при высоте залежи
• ^=0,01 м ИН =5,9 м, т.е. переходная зона имеет большие размеры;
• h =0,25 м ИН =6,56 м;
н 5 Н 5 5
• h =1,0 м и более соответственно
н ' Н
=8,56 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на весьма большое расстояние;
2. в среднепроницаемых пластах к=0,5 мкм2 (г пк=5,0 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи ^ составляют:
• при ^=0,01 м hв=1,18 м;
• при ^=0,25-1,0 м и более соответственно составляют ИН =1,85-3,84 м и более, т. е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на гораздо меньшее расстояние, чем в низкопроницаемых коллекторах;
3. в высокопроницаемых пластах к=1,0 мкм2 (гпк=10 мкм) размеры переходной зоны ИН при высоте залежи ^ составляют:
• h =0,01 м ИН =0,59 м;
нН
• h =0,25 м ИН =1,255м;
нН
• при ^=1,0 м и более соответственно ИН =3,255 м и более, т.е. размеры переходной зоны простираются под уровень свободной воды на меньшее расстояние, чем в низко- и в средне-проницаемых коллекторах.
ПАВ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА СМАЧИВАНИЕ И НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ
Водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), применяемые для повышения нефтеотдачи, дают хорошие результаты в гидрофобных коллекторах, характеризующихся низкой водона-сыщенностью. Эффективность применения водорастворимых неионогенных ПАВ возрастает по мере:
• снижения водонасыщенности пласта;
• увеличения вязкости;
• повышения поверхностной активности нефти и содержания в ней асфальто-смолистых веществ.
Разрушение слоев нефти на твердой поверхности пород-коллекторов водой происходит под действием молекулярных сил. Разрыв пленки нефти сопровождается образованием на твердой поверхности минерала микрокапель и линз нефти.
Характерно, что чем лучше смачивающие свойства воды, т.е. чем меньше величина натяжения смачивания о соs 0, где 0 — угол смачивания поверхности породы водой, о — величина поверхностного натяжения на границе раздела вода-нефть, тем в большей степени возрастает дисперсность нефти и количество капелек нефти, образующихся на поверхности минералов при разрыве пленки нефти.
Полная нефтеотдача уменьшается с ростом активности нефти, содержанием в ней асфальто-смолистых веществ, карбонатно-сти вмещающих пород и их неоднородности, а также с уменьшением физической проницаемости.
По отношению к асфальтенам нефть является смесью лиофобных растворителей (метановые углеводороды и, вероятно, наф-тены) и лиофильных растворителей (арома-
тика и, вероятно, тяжелые масла, особенно смолы). Поэтому легкие нефти, бедные ароматическими углеводородами, и их мазуты содержат в растворенном состоянии лишь ничтожное количество асфальтенов. Напротив, тяжелые, богатые смолами нефти и особенно гудроны могут содержать значительное количество асфальтенов в виде устойчивого коллоидного раствора. Нейтральные нефтяные смолы вполне растворимы во всех нефтяных маслах и легком бензине, а также в бензоле, хлороформе и эфире, образуя истинные растворы.
Асфальтены легко растворяются в бензоле, спиртобензоле, хлороформе, образуя коллоидные растворы.
Особую роль в нефтях играют содержащиеся в них высшие алканы: парафины и церезины. К ним относятся все углеводороды ряда метана начиная с С16Н34, которые при обычной температуре твердые. Содержание высших алканов типа парафинов и церезинов в нефти колеблется от нуля до 12%. Температура их плавления от 41 до 60°С и выше. Высшие алканы (парафины и церезины) хорошо растворяются в эфире, сероуглероде и минеральных маслах. В гидрофильных природных пластах нефть и вода образуют непрерывную фазу.
Заводнение в гидрофобных коллекторах менее эффективно, чем в гидрофильных коллекторах, поскольку в них нужно нагнетать больше воды, чтобы извлечь одинаковое количество нефти. Практически остаточная величина нефтенасыщения в гидрофильных коллекторах ниже, чем в однородных гидрофобных коллекторах.
Гидрофилизация пласта приводит к увеличению его нефтепроницаемости. Влияние температуры на нефтеводопроницаемость породы-коллектора в зависимости от неф-
теводонасыщенности проявляется следующим образом:
• фазовая проницаемость пористой среды для дисперсионной среды выше, чем для дисперсной фазы;
• с увеличением степени дисперсности проницаемость пласта возрастает как для дисперсионной среды, так и для дисперсной фазы;
• прилипание диспергированной фазы к поверхности поровых каналов приводит к улучшению фазовой проницаемости только для дисперсионной среды;
• увеличение подвижности и скорости перемещения дисперсионной фазы приводит к возрастанию фазовых проницаемо-стей как для дисперсионной среды, так и для дисперсной фазы.
Силикаты стремятся адсорбировать простые органические основания, а карбонаты адсорбируют простые органические кислоты. Это обусловлено тем, что силикаты обычно имеют отрицательный заряд, образуя слабокислотную поверхность в воде вблизи нейтрального значения рН, тогда как карбонаты имеют положительный заряд, образуя слабоосновные поверхности. Последние будут предпочтительно адсорбировать компоненты противоположной полярности посредством реакции между кислотой и основанием.
Кислотные компоненты, которые предпочтительно адсорбируются на карбонатах, состоят из нафтеновой кислоты и множества карбоксильных кислот, включая карпило-вую, нальмитиновую, стекриловую и олеиновую кислоты. Основные компоненты, адсорбирующиеся на кислотных силикатных поверхностях, включают изохинолин и октадециланин. При этом чем больше содержится в нефти активных компонентов, тем медленнее разрывается ее пленка и тем меньшее количество нефти отрывается от ее
поверхности, а в случае большого содержания в нефти АСПО пленка нефти не разрывается под воздействием воды.
Некоторые ПАВ, содержащиеся в природных нефтях, хорошо растворяются в воде, что позволяет им проникать через тонкий слой воды и адсорбироваться на поверхности породы. На характеристику адсорбированной нефти в пласте влияет также и химический состав пластовых вод.
Роль сорбционных процессов в технологии нефтедобычи весьма велика, поскольку фильтрация пластовых флюидов в процессе их взаимовытеснения при заводнении и применении методов повышения нефтеотдачи происходит в условиях контакта пластового флюида с огромной поверхностью разветвленных, микроскопически малых по своим поперечным размерам поровых каналов, каверн, трещин и микротрещин. Их удельная поверхность порой достигает десятков тысяч квадратных метров на 1 м3 пористой среды, обусловливая при этом исключительно высокую роль физических и физико-химических адсорбционных микропроцессов, поверхностных явлений и поверхностных свойств на границе раздела фаз (нефть-вода-порода), предопределяющих характер смачиваемости породы и, соответственно, величину конечной нефтеотдачи пласта.
Очевидно, что путем целенаправленного изменения смачиваемости породы с помощью соответствующих ПАВ можно в одних случаях, например для увеличения приемистости нагнетательных скважин, обеспечить гидрофилизацию породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) путем высокоэффективного вытеснения нефти водой, обработанной ПАВ, в других - для увеличения продуктивности скважин требуется не менее эффективное вытеснение воды нефтью из ПЗП, обусловливающее гидрофобизацию породы.
Применяя подобные методы, направленные на изменение смачиваемости породы, можно достичь существенного улучшения показателей разработки нефтяной залежи.
ПАВ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
С увеличением удельной поверхности породы-коллектора резко возрастает число взаимодействующих между собой поверхностных молекул на границе раздела контактирующих фаз (минералов и жидкостей), по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема этих частиц, обусловливая интенсивное развитие сорбционных процессов. В гидрофильных коллекторах поверхность поровых каналов практически полностью покрыта тончайшей пленкой воды, что, вероятно, обусловлено самим процессом формирования нефтяной залежи в пласте, при котором нефть, поступая в пласт изначально насыщенный водой, вытесняла из него воду. Однако полного вытеснения воды из пласта при этом не наблюдалось, возможно, вследствие низкого содержания или полного отсутствия в нефти природных поверхностно-активных веществ (смол, асфальтенов, органических кислот и др.).
При наличии в нефти достаточно большого количества природных ПАВ - гидро-фобизаторов (нафтеновых и жирных кислот, асфальтенов и смол, фенолов, спиртов и др.) происходит:
• резкое снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз;
• разрыв пленки воды под действием поверхностно-активных природных гидро-фобизаторов, сопровождающийся образованием глобул воды, формированием на их поверхности адсорбционного слоя (пленки), преимущественно состоящего
из асфальтенов, т. е. образованием гидрофильной эмульсии (типа вода в нефти); • изменение смачиваемости породы-
коллектора, т. е. ее гидрофобизация. При этом на поверхности песчаников адсорбируются тяжелые компоненты нефти (ас-фальтены, смолы и др.) в виде слоя толщиной около 0,7 мкм, прочно связанного с поверхностью породы-коллектора [8].
В так называемых гидрофобных коллекторах также всегда имеются отдельные гидрофильные микроучастки, вследствие чего характер смачиваемости породы в какой-то мере представляется мозаичным.
По мере увеличения дисперсности частиц, слагающих породы-коллектора, и уменьшения поперечных размеров поровых каналов, предопределяющих его пористость и проницаемость, явления, развивающиеся в поверхностных слоях контактирующих фаз, оказывают все большее влияние на фильтрационные процессы в пласте и, в конечном счете, на нефтеотдачу пластов.
При формировании нефтяной залежи, а также в процессе ее разработки в зависимости от состава нефти и ее поверхностной активности изменяется смачиваемость нефтесо-держащих пород. Поверхностная активность нефтей в значительной мере определяется количеством содержащихся в них природных ПАВ (нафтеновых и жирных кислот, фенолов, спиртов, аминов, смол, асфальтенов и др.).
В определенных условиях при снижении давления в залежи может наблюдаться осаждение асфальтенов и парафинов и отложение их в поровом пространстве породы-коллектора, что сопровождается изменением состава нефти и гидрофобизацией породы.
Причина гидрофильности или гидро-фобности породы-коллектора объясняется молекулярно-поверхностными явлениями на границе раздела фаз. Если энергия при-
липания молекул воды к твердой поверхности (адгезия) становится больше энергии сцепления молекул в самой жидкости (коге-зия), то это приводит к формированию пленки связанной воды на поверхности поровых каналов (гидрофилизация), в противном случае - к образованию пленки остаточной нефти на поверхности породы, то есть ее гидрофобизации.
ВЫВОДЫ
1. В процессе формирования нефтяной залежи происходит миграция углеводородов в повышенную часть пласта, сопровождающаяся вытеснением из него воды, первоначально находящейся в пласте.
2. Пласт до миграции в него нефти изначально является гидрофильным, поскольку породообразующие минералы по своей природе гидрофильные и хорошо смачиваются водой.
3. В зависимости от состава нефти, поступающей в пласт, наличия в ней природных ПАВ-гидрофобизаторов (нафтеновых и жирных кислот, смол, асфальтенов и др.) смачиваемость породы может измениться и из гидрофильной превратиться в гидрофобную по своему характеру смачивания. Это естественным образом может повлиять на полноту вытеснения воды нефтью из пласта и размеры переходной зоны.
4. В неоднородных по коллекторским свойствам пластах возможно наряду с высокопроницаемыми коллекторами наличие низкопроницаемых полностью водона-сыщенных прослоев, в которых поперечные размеры поровых каналов равны удвоенной толщине пленки связанной воды, а молекулярные силы притяжения воды к поверхности поровых каналов
превышают давление вытеснения ее нефтью при формировании залежей нефти.
5. В гидрофильных коллекторах высота капиллярного подъёма воды в нефтенасы-щенную часть пласта прямо пропорциональна величине натяжения смачивания и обратно пропорциональна проницаемости пласта, плотности нефти, воды и высоты залежи.
6. В гидрофильных коллекторах увеличение плотности пластовой воды в пределах р=1,0-1,2 г/см3 приводит к обратно пропорциональному в 1,2 раза снижению высоты капиллярного подъёма воды ^ в нефтенасыщенную часть пласта, т. е. к снижению размеров переходной зоны в области ВНК.
7. Критическая высота залежи, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтенасыщенную часть залежи и таким образом ограничивающая размеры переходной зоны до минимальной величины, зависит от проницаемости пласта:
• при высокой величине натяжения смачивания при увеличении проницаемости пласта в 100 раз с к=0,01 мкм2 (г =1,0 мкм) до к =1,0 мкм2 (гп к = 10,0 мкм) критическая высота залежи снижается в 10 раз с ^=8 м (при этом h =0,7 см) до h =0,8 м (при этом hв=0,07 см);
• при низких величинах натяжения смачивания и достаточно высокой плотности нефти и воды предельная высота залежи нефти, предотвращающая капиллярный подъём воды в нефтена-сыщенную часть залежи, даже в низкопроницаемых коллекторах составляет h =1,26 м.
н
8. Размеры переходной зоны в области ВНК уменьшаются в обратно пропорциональной зависимости от мак-
симальнои ее величины на внешнем контуре ВНК до минимальной ее величины на внутреннем контуре ВНК, т. е. соответственно по мере постепенного увеличения высоты залежи (нефтенасыщенной толщины пласта) в пределах выделенных границ. Однако снижение размеров переходной зоны проявляется более масштабно при высокой проницаемости пласта и высокой величине натяжения смачивания (о Cos 0), когда при о=36,25 мН/м и 0=30° величина h (размер переходной зоны) при к=1,0 мкм2 (гпк = 10 мкм) составляет 0,34 м, а при о=10 мН/м и 0=30° величина h при к=0,01 мкм2 составляет уже 0,88 м, что в 2,6 раза больше, чем в высокопроницаемых коллекторах и при более высокой величине натяжения смачивания. В то же время, сопоставляя размеры переходной зоны ^=3,25 м в низкопроницаемых коллекторах (к=0,01 мкм2, r =1,0 мкм) при высокой величине натяжения смачивания (о ^s 0=31,39 мН/м) с размерами ^=0,88 м в низкопроницаемых аналогичных коллекторах при низкой величине натяжения смачивания (о ^s 0=8,66 мН/м), можно отметить, что h в 3,69 раза больше при высоких параметрах о Cos 0, чем при низких значениях величины натяжения смачивания.
9. В гидрофильных коллекторах определяющее влияние на размеры переходной зоны оказывает высота залежи, которая предотвращает капиллярный подъем воды в нефтенасыщенную часть залежи при ее высоте ^=8,0 м даже в низкопроницаемых коллекторах (к=0,01 мкм2, r пк=1,0 мкм) и при высоком натяжении смачивания (о=36,25 мН/м и 0=30°), а в высокопроницаемых коллекторах
(к=1,0 мкм2 и более, гп к = 10 мкм) и при низких величинах натяжения смачивания (о=10,0 мН/м и 0=30°-60°) соответственно при высоте залежи Ьн=0,1-0,2 м.
10. В гидрофобных коллекторах увеличение плотности пластовой воды в пределах от 1,0 г/см3 до 1,2 г/см3 приводит к двукратному снижению глубины капиллярного проникновения нефти под уровень свободной воды во всём диапазоне изменения проницаемости, натяжения смачивания и высоты залежи.
11. Размеры переходной зоны в гидрофобных коллекторах увеличиваются пропор-
ционально высоте залежи, плотности пластовой нефти и натяжению смачивания и обратно пропорционально проницаемости пласта и плотности пластовой воды.
12. Максимальные размеры переходной зоны в гидрофобных коллекторах могут наблюдаться в низкопроницаемых коллекторах (к=0,01 мкм2), при величине натяжения смачивания 10 мН/м и более, низкой плотности пластовой воды 1,1 г/см3 и менее, высокой плотности пластовой нефти и высоты залежи.
ЛИТЕРАТУРА
1. М. А. Жданов, А.А, Карцев. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. - М.: Гостоптехи-здат, 1958. - 472 с.
2. В. С. Мелик-Пашаев. Некоторые вопросы методики определения коэффициентов нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным. Сб. Нефтепромысловая геология и нефтеотдача пласта. Вып.38. ВНИИ. ГосНТИНГТЛ. - Москва, 1963. - с. 3-9.
3. А. Н. Мустафинов. Современное состояние работ по нефтеотдаче пластов. Сб. Нефтепромысловая геология и нефтеотдача пластов. Вып.38. ВНИИ. ГосНТИНГТЛ. - Москва, 1963. - с. 10-17.
4. Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 311 с.
5. В. Н. Глущенко, О. А. Пташко, Р. Х. Харисов и др. Кислотные обработки. Составы, механизмы реакций, дизайн. - Уфа: Гилем, 2010. - 392 с.
6. А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. Г. Ковалев.. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1992. - 270 с.
7. Г. Г. Вахитов, Э. М. Симкин. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов . - М.: Недра, 1985. - 231 с.
8. Н. Н. Михайлов. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. - 270 с.
