CC BY
88
УДК 537.533.35; 621.382
Н.Н. Михайлов1, В.А. Кузьмин2, К.А. Моторова3, Л.С. Сечина4
ВЛИЯНИЕ МИКРОСТРУКТУРЫ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА НА ГИДРОФОБИЗАЦИЮ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований влияния микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа. Описан возможный механизм образования микроструктурной смачиваемости, показывающий, что гидрофобизация внутрипорового пространства при смешанной смачиваемости может быть связана как с большим, так и с малым размером пор. Экспериментально доказано, что процесс адсорбции углеводородов зависит от формы, размера и распределения пор, минералогического состава (состав и размер частиц, присутствие глин), а также от времени контакта углеводородов с внутрипоровой поверхностью. Утверждение о гидрофильности породы до миграции в нее нефти можно считать верным. Однако, как показали эксперименты, нефть может присутствовать и в порах малого размера (до 10 мкм), особенно это актуально для карбонатных коллекторов.
Ключевые слова: микроструктура, смачиваемость, коллектор, нефть, газ, поровое пространство, гидрофобизация.
The article presents experimental and theoretical study of the influence of the microstructure of the pore space on the hydrophobization oil and gas reservoirs. A possible mechanism of formation of microstructural wettability are described. The adsorption of the hydrocarbons can be both in small and large size pores. It was experimentally proved that hydrocarbon's adsorb-tion depends on the form, size and distribution of pores, type of the mineral surface, how long oil was in contact with the mineral surface.
Key words: microstructure, wettability, reservoir, oil, gas, porous media, hydrofobisation, oilwet, waterwet.
Введение. Считается, что изначально породы-коллекторы всех нефтяных месторождений до миграции в них нефти были гидрофильными. Это утверждение основано на двух факторах: во-первых, практически все очищенные осадочные породы сильно гидрофильные; во-вторых, коллекторы формировались в водной среде, в которые позже мигрировала нефть. Предполагалось, что реликтовая вода предотвращает контактирование нефти с поверхностью породы [Anderson, 1986].
Формирование залежей углеводородов обусловило появление гидрофобных и гидрофильных участков на поверхности поровых каналов, связанных с процессом адсорбции полярных компонентов нефти. Распределение гидрофобных участков, их число и чередование определяются природой породообразующих минералов, физико-химическими свойствами насыщающих жидкостей и содержанием в коллекторе погребенной (реликтовой) воды. Смачиваемость определяется как тенденция к самопроизвольному покрытию поверхности твердого тела одной жидкости или пары жидкостей. Смоченные водой внутрипоровые поверхности характеризуются превышением моле-
кулярных сил взаимодействия между скелетом и водой над силами взаимодействия между нефтью и скелетом породы. В гидрофильных породах нефть стремится занять крупные поры, центральную часть пор и каналов, а вода будет заполнять мелкие поры и контактировать с поверхностью. В случае гидрофобной породы вода будет занимать центральную часть пор и каналов, а нефть заполнять мелкие поры и контактировать с поверхностью [Михайлов, 1992]. Если нет предпочтительного взаимодействия породы с нефтью и водой, то такую смачиваемость называют нейтральной.
Внутренняя поверхность пор состоит из минералов с разными составом и адсорбционными свойствами, что и определяет гетерогенную смачиваемость. При этом следует отличать гетерогенную смачиваемость от промежуточной, когда отсутствует предрасположенность к смачиванию каким-либо флюидом [Brown, Fatt, 1956]. В 1973 г. в работе [Salathiel, 1973] введено новое понятие «смешанная смачиваемость» для специального типа гетерогенной смачиваемости, при которой гидрофобные поверхности образуют сквозные пути по крупным порам, а мелкие поры остаются
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра теоретических основ разработки месторождений нефти и газа, профессор, докт. техн. н.; e-mail: [email protected]
2 Институт проблем нефти и газа РАН, канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра теоретических основ разработки месторождений нефти и газа, вед. специалист; e-mail: [email protected]
4 Институт проблем нефти и газа РАН, науч. с.; e-mail: [email protected]
смоченными водой. Смешанную смачиваемость связывали с процессами миграции нефти в залежь. При этом самые маленькие поры всегда оставались гидрофильными, так как возникающее в них капиллярное давление всегда превышало напор вод с мигрирующими углеводородами.
В 1990 г. Н.Н. Михайлов с соавторами [Михайлов и др., 1990] исследовали возможность существования связи между размерами пор и смачиваемостью во всем диапазоне изменения размеров пор от минимального до максимального. Эту взаимосвязь некоторое время считали гипотетической. В 1997 г. М. Робин с соавторами [Robin et al., 1997] провели опыты по исследованию смачиваемости образцов с помощью сканирующего электронного микроскопа. Анализировались искусственно приготовленные образцы с гидрофильным или гидрофобным характером смачивания, а также естественные образцы песчаников и карбонатных пород со смешанной смачиваемостью. Методика исследований позволяла визуально наблюдать капиллярный подъем флюида в образцах породы. Показано, что в карбонатных породах со смешанной смачиваемостью нефть появлялась сначала в самых крупных порах, а для образцов песчаника с вкраплениями каолинита гидрофоб-ность не была связана с порами определенного размера. Соответственно, в естественных условиях гидрофобность смешанных по смачиваемости кернов могла быть связана как с большими, так и с малыми порами, что противоречило гипотезе о смешанной смачиваемости.
В реальных пористых средах распределение гидрофобных и гидрофильных участков может иметь более сложный и неоднородный вид в масштабе пор. Как показали исследования на образцах разнообразных пород с помощью электронной микроскопии [Al-Yousef et al., 1995; Mitchell et al., 1990; Radke et al., 1992; Robin et al., 1995], сложность строения порового пространства и неопределенность степени насыщения настолько велики (особенно у карбонатных пород), что традиционная упрощенная схема распределения нефтяной и водной фазы не учитывает в полной мере изменение смачиваемости на микроуровне. Очевидно, что породы обладают разной способностью к гидрофобизации в масштабах отдельных пор. Поэтому в реальных условиях большинство коллекторов находится в частично гидрофобизи-рованном состоянии, однако степень и характер гидрофобизации на микроструктурном уровне могут существенно различаться.
Возможные механизмы образования микроструктурной смачиваемости. Уменьшение количества свободных пор, изменение конфигурации порово-го пространства и формирование пленочной, менисковой и контактной формы нефтенасыщения в процессе гидрофобизации приводят к необходимости детально изучать физику этого процесса
на микроуровне. Гидрофобизация на уровне пор и каналов формирует микроструктурную смачиваемость, так как поры разного размера и формы по-разному гидрофобизированы и, следовательно, имеют разную смачиваемость.
Возникновение микроструктурной смачиваемости определяется стадиями формирования и изменения залежей углеводородов. Можно выделить следующие этапы: первичное замещение воды нефтью (первичный дренаж); адсорбционное взаимодействие нефти с минералами, слагающими внутрипоровую поверхность; периодическое заполнение ловушки водой (спонтанная пропитка); изменение пластового давления (вынужденная пропитка); последующее внедрение нефти (вторичный дренаж). Все эти этапы формируют структуру природного нефтенасыщения коллектора [Сахибгареев, 1989].
Рассмотрим модель поры в виде симметричной звезды (рис. 1), когда четыре стержня или песчинки, соприкасаясь между собой, образуют сечение, в центр которого можно вписать окружность, причем гравитационными и концевыми силами пренебрегаем.
Капиллярное давление Рс на уровне отдельной поры в соответствии с уравнением Юнга—Лапласа зависит от главных радиусов кривизны г1 и г2 и поверхностного натяжения (а). Однако в процессе формирования залежи нефть замещает воду не полностью, и в некоторых частях поры остается вода, образуя на внутрипоровой поверхности смачивающую пленку толщиной к, которая генерирует расклинивающее давление П(к), обусловленное силами Дерягина. Его необходимо учитывать в капиллярном давлении. Соответственно, расширенное уравнение Юнга—Лапласа для капиллярного давления будет следующим:
Рс=а
1 1
—+ —
VI гг;
+ n(h).
(1)
Расклинивающее давление П(Н) зависит от толщины смачивающей пленки h. Для тонких пленок (~100 нм) величина n(h) велика по сравнению с другими членами уравнения (1). Для плоских участков пленки равновесное капиллярное давление равно расклинивающему давлению — Рс = n(h).
Расклинивающее давление контролирует и локальный угол смачивания (9) [Wong et al., 1992]:
cosG -1 = ^J*' - (hp - h)n(h)
(2)
где к, кр — равновесная и базовая толщина пленки расклинивающего давления соответственно;
— фиктивная переменная интегрирования. В уравнении (2) кр/ат<<1 (ат — средний радиус окружности, вписанной в пору). Для толстых пленок 9 = 0°, для тонких 0°<9<90°.
Рис. 1. Схема процесса образования микроструктурной смачиваемости: 1 — гидрофильная пора после проникновения нефти, 2 — пора со смешанной смачиваемостью, 3 — самопроизвольная пропитка, 4 — вынужденная пропитка, по ^а(!ке ег а1., 1992]
Из соотношения (2) следует, что локальный угол смачивания (9) зависит от конфигурации кривизны внутрипорового пространства и параметров пленки при замещении воды нефтью. Рассмотрим различные этапы формирования залежи.
Первичный дренаж и адсорбция асфальтенов. В природный полностью водонасыщенный коллектор (все поверхности и углы пор заполнены водой) начинает поступать нефть. Нефть занимает центральную часть поры, в углах остается вода. При этом капиллярное давление увеличивается, пленки воды истончаются, расклинивающее давление увеличивается. У каждой поры свое капиллярное давление на входе, которое задается уравнением (3):
а{РсГ
= 1,84.
(3)
Каждая размерная пора также имеет свое критическое капиллярное давление, которое задается уравнением (4). Достигнув его, пленка воды становится нестабильной и подверженной истончению и разрыву [Wong et al., 1992]:
Рс = П™х -(V2-l)/i)
(4)
где а — радиус вписанной в звездообразную пору окружности, (Рс)е — капиллярное давление на входе, а — поверхностное напряжение, П тах — критическое расклинивающее давление, Рс — капиллярное давление.
В самых крупных порах капиллярное давление высокое, в них не происходит адсорбция асфаль-тенов на начальном этапе дренажа, поскольку они защищены толстыми пленками воды, через которые асфальтены не могут проникнуть. Нефть поступает в поры среднего размера, при этом пленки воды истончаются до молекулярных, а углы пор остаются водонасыщенными. Самые малень-
кие поры, которые не заполнились нефтью, стали полностью заполнены водой (рис. 1,1).
Таким образом, мы получили смешанную смачиваемость на уровне отдельной поры (рис. 1,2).
Спонтанная пропитка. При изменении условий формирования залежи или ее частичном разрушении капиллярное давление уменьшается, и вода начинает впитываться самопроизвольно. По мере уменьшения капиллярного давления мениски в порах образуют вписанную окружность (рис. 1,3), которая нестабильна, и нефть начинает разделяться на цилиндры с полусферическими основаниями, последние распределяются вдоль пор, насыщенных водой. Эти цилиндры уже не зависят от капиллярного давления и попадают в ловушки. В случае смешанно-смачиваемых пор спонтанная пропитка выражена слабо (рис. 1,3). В этом случае средние поры в центре содержат нефть, а в углах — раствор.
Вынужденная пропитка. Во время проникновения воды в породу самые маленькие поры заполнены раствором, а самые большие — нефтью, попавшей в ловушки на стадии самопроизвольной пропитки (которые раньше были насыщены водой). В этом случае давление водной фазы превышает давление нефтяной фазы и, следовательно, капиллярное давление становится отрицательным. В этом случае нефть будет находиться в углах пор, а раствор — занимать центральную часть стенки пор (рис. 1,4). Считается, что эта пленка стабильна, а расклинивающее давление нефти отталкивающее. Поэтому внутрипоровая твердая поверхность полностью насыщена нефтью. По мере уменьшения капиллярного давления в отрицательную область нефть стекает с линзы, и когда линза почти не содержит нефть, две поверхности — вода и нефть — встречаются. Далее возможны два варианта поведения нефтяной линзы: 1) линза становится нестабильной и рвется, небольшое количество нефти из линзы проходит через непрерывную не-фтенасыщенную поверхность к ближайшим порам и распределяется поровну между остальными линзами нефти; 2) пленка, как водонефтяная эмульсия, создает мостик, который соединяет углы пор. Эта пленка стабильна при заданном капиллярном давлении. Если пленка не стабильна в заданном диапазоне капиллярного давления, то процесс происходит по первому варианту. В любом случае нефтенасыщенность будет уменьшаться до остаточной. Насыщенность фазами в зависимости от размера пор при смешанной смачиваемости будет выглядеть следующим образом: мельчайшие поры остаются заполнены раствором, в них не смогла пройти нефть, поры среднего размера (смешанно-насыщенные) полностью заполнены водой, кроме небольшого количества нефти в виде тонких нефтяные пленок вдоль твердой поверхности поры или в виде тонких водонефтяных эмульсионных пленок, которые охватывают каждый уголок поры,
а самые большие поры полностью насыщены водой.
Вторичный дренаж. Вторичный дренаж для нефтяной линзы будет протекать по-разному. В микроструктурно-смачиваемых порах в случае неустойчивой нефтяной линзы нефтяные пленки сгущаются (рис. 2, слева). По мере увеличения капиллярного давления нефть продолжает внедряться вдоль стенок пор. Водный раствор (который находится в центре поры) перестраивается в цилиндрические капли с полусферическим основанием, которые охватывают сечение пор. В результате раствор больше не имеет сплошную структуру, становится прерывистым в центре пор, а нефть сохраняет свое местоположение (как нефть в ловушках).
Рис. 2. Схема вторичного дренажа в микроструктурно-смачиваемой поре; слева — стабильная водоэмульсионная пленка, справа — нестабильная линза
В микроструктурно-смачиваемых порах нефть также проникает в большие, насыщенные водой поры (как и в случае самопроизвольной пропитки). Эта нефть присоединяется к остаточной нефти, которая находится в ловушках. Описанный процесс длится до момента достижения максимального капиллярного давления.
В случае стабильных водонефтяных эмульсионных пленок нефть находится в углах пор (рис. 2, справа). Достигнув неустойчивого положения в центре поры, раздробленная нефть вытекает, а вода также теряет сплошную структуру и образует форму цилиндра с полусферическими основаниями, как и в первом случае.
Насыщенность фазами в зависимости от размера пор выглядит так: в микроструктурно-смачиваемых порах (средние поры) в углах пор будет находиться раствор, в центре поры раствор прерывается, а также присутствуют непрерывные нефтяные пленки. В крупных порах нефть будет находиться в центре поры, а в углах пор — раствор с пленкой воды на стенках.
Рассмотренная модель микроструктурной смачиваемости имеет пять важных параметров, которые можно определить в реальных условиях: максимальное капиллярное давление на входе, минимальное капиллярное давление на входе, максимальное расклинивающее давление, форма пор и распределение пор по размерам.
Максимальное капиллярное давление на входе.
При первичном дренаже с увеличением максимального приложенного капиллярного давления толстые пленки воды разрываются до молекулярных, и поверхность пор становится нефтенасы-щенной. Это согласуется с результатами работы [8аМЫе1, 1973].
Форма пор также значительно влияет на распределение насыщающих фаз. Например, в вогнутых формах пор (форма глаза, рис. 3,а) тонкие пленки раствора выравнивают стенки самых крупных пор, поэтому крупные поры становятся смешанно-смачиваемыми. В выпуклой форме пор (симметричная звезда, рис. 1) тонкие пленки раствора также находятся в самых крупных порах. Форма пор в виде неравностороннего треугольника (рис. 3,6) нарушает целостность пленок воды и все поры становятся нефтенасыщенными. В таких порах остаточная нефтенасыщенность будет меньше, чем в порах в виде симметричной звезды и глаза. В порах в виде асимметричной звезды (рис. 3,в) будет меньшая адсорбция нефти и более высокая нефтедобыча. У пор в форме симметричной звезды со скругленными углами (рис. 3,г) (минералы расположены между зернами) все стенки пор будут нефтенасыщенными, поскольку из-за скругленной формы углов раствор не будет задерживаться в них даже при высоком капиллярном давлении.
а б
ф
Рис. 3. Альтернативные формы поперечного сечения: а — форма глаза, б — неправильный треугольник, в — асимметричная звезда, г — форма звезды с минеральными отложениями в углах
Распределение пор по размерам. При уменьшении соотношения большого размера пор к малому количество остаточной нефти уменьшается, чем больше пор среднего размера (смешанно -смачиваемых), тем больше извлекаемой нефти.
С помощью изотерм расклинивающего давления можно моделировать системы с разной смачиваемостью, в том числе когда одна часть поверхности водонасыщена, а другая — нефте-насыщена.
Выводы, полученные из анализа механизмов микроструктурной гидрофобизации, согласуются с результатами работ [Михайлов и др., 2009; Anderson, 1986; Al-Yousef et al., 1995; Mitchell et
al., 1990; Radke et al., 1992; Robin et al., 1995], где также детально изучена смешанная смачиваемость на поровом уровне с помощью крио-сканирующего микроскопа. Указанные авторы также исследовали влияние минералогического состава внутрипоровой поверхности (состав и размер частиц, присутствие глин) на адсорбцию водной и нефтяной фаз. В частности, присутствие каолинита в выдержанных в нефти терригенных образцах способствовало адсорбции нефти на этих частицах, причем адсорбция происходила селективно, а иллит взаимодействовал только с соленым раствором. Для карбонатных образцов на формирование смешанной смачиваемости существенно влияют размер пор и их распределение. Изучая карбонатные породы месторождения Саудовской Аравии, авторы работы [Al-Yousef et al., 1995] показали, что нефть не попадает в поры малого размера не только из-за недостаточных капиллярного давления и времени состаривания, но и потому, что размер поровых каналов меньше, чем частицы асфальтенов, вследствие чего большие поры и каналы смочены нефтью, а маленькие — водой. Процесс состаривания образцов приводит к тому, что нефть свободнее проникает в поровое пространство и распределяется по стенкам пор. При таком состоянии нефть может проникнуть в микропоры размером 1—10 мкм.
Авторы работы [Mitchell et al., 1990] показали, что уровень карбонатности и наличие глинистых минералов влияют на смачивающие характеристики исследованных образцов. Например, образцы с высокой степенью карбонатности (>30%) более гидрофобны. В образцах со средним уровнем кар-бонатности тип смачивания может быть смешанным или промежуточным. Микроструктурная смачиваемость в этом случае будет проявляться, когда вся поровая поверхность покрыта тонким слоем органического вещества или когда некоторые области поверхности будут покрыты углеродом и быть гидрофобными, а остальные — иметь низкий уровень карбонатности и быть гидрофильными.
Рассмотренная теоретическая схема механизмов образования микроструктурной смачиваемости дополнена результатами экспериментов по изучению взаимосвязи гидрофобизации с характеристиками порового пространства.
Методика эксперимента. Наиболее информативный метод исследования микроструктуры поро-вого пространства — наблюдение нефтенасыщен-ных пород с помощью растрового электронного микроскопа (РЭМ). Исследования показали, что если для консервации образцов керна, насыщенного высоковязкой нефтью, применять одноразовые керноприемные трубы, то начальное микроструктурное распределение нефти на поверхности образца сохраняется.
Изучение нефтенасыщенных пород проводилось по двум направлениям — на основе стати-
стических порометрических данных, анализа цифровых изображений пор, полученных с помощью электронного микроскопа, а также путем морфологических микроструктурных исследований нефте-насыщенных образцов в электронном микроскопе (прямые наблюдения). Количественная оценка содержания растворимых углеводородов в поровом пространстве определялась на основе изучения порового пространства пород в РЭМ в режиме катодолюминесценции [Кузьмин, 1984, 2007]. Для исследования от каждого керна отпиливали по два образца. Один образец исследовали в нефтенасы-щенном состоянии, а другой — экстрагировали от нефти. Экстракцию проводили горячим способом спирто-бензольной смесью. Подсчет количественных параметров порового пространства по растровым электронно-микроскопическим изображениям (РЭМ-изображениям) осуществлялся с помощью программы анализа изображений «Коллектор».
При анализе порометрических данных с помощью компьютерной программы алгоритм расчетов основан на модельном пространственном представлении пустотного пространства как системы пор и каналов. При этом поры и каналы принципиально различаются, т.е. поры рассматриваются как включенные объемы с сопоставимыми эквивалентными размерами по трем координатам, а каналы — как протяженные капилляры, соединяющие поры. Программа на основе реальных размеров позволяет проводить по катодолюми-несцентным электронно-микроскопическим изображениям раздельную порометрию как для пор, так и для каналов.
Затем сопоставлялись порометрические данные насыщенных нефтью и отмытых от нефти образцов пород. Это позволило количественно оценить изменения микроструктурных параметров. Проводя экстракцию образов породы от углеводородов и сопоставляя порометрические характеристики до и после экстракции, можно узнать состояние пористой среды до и после миграции нефти. В результате длительной экстракции адсорбированные углеводороды удаляются из вну-трипоровой поверхности и поверхность гидрофи-лизуется, таким образом моделируется природное состояние поровой поверхности.
Цель экспериментов — выявление качественных и количественных изменений микроструктуры порового пространства на уровне отдельных пор и каналов в результате гидрофобизации.
Характеристика объекта и методика исследований. Исследования выполнены на карбонатном образце из пермско-каменноугольных отложений Усинского месторождения в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Продуктивные отложения нефтяной залежи представлены слож-нопостроенными карбонатными коллекторами с резкой неоднородностью фильтрационных свойств
(газопроницаемость от 0,01 мД до 4 Д и более, пористость коллекторов до 30%), насыщенными нефтью с вязкостью в среднем 700 сПз в пластовых условиях. Коллекторы сложены трещиноватыми и кавернозными доломитизированными органогенными известняками, редко доломитами. Нефть основной залежи — пермокарбоновой — очень вязкая, практически с вязкостью гудрона.
Для сохранения микроструктурного распределения нефтенасыщения порового пространства при бурении для консервации образцов применяли одноразовые керноприемные трубы. На рис. 4 показаны фото пластин, отпиленных от нефтенасы-щенных кернов. Коллекторские свойства экстрагированного образца № 172-391-09, исследованного в РЭМ: интервал отбора 1367,5—1367,6 м, пористость 15,82%, газопроницаемость 68,83-10-3 мкм2.
Рис. 4. Фото пластины, выпиленной от образца керна № 172-391-09
Литологическая характеристика образца № 172-391-09. Описание в шлифах: доломит микрозернистый слабоизвестковистый и слабоглинистый, с выщелоченными отпечатками биокла-стов, с наличием кремнистого материала (<1—3%), нефтенасыщенный, пористо-кавернозный (15— 20%). Текстура пористо-кавернозная. Структура кристаллически-зернистая, тонко-микрозернистая, реликтовая биокластовая. Порода сложена кристаллами доломита (размер <0,01 мм, гораздо реже до 0,02—0,04 мм) с ромбоэдрической непра-
а
вильной и изометричной формой зерен. Присутствуют отпечатки биокластов (преимущественно спикулы губок, редко криноидеи, брахиоподы, трудноопределимые реликты), по которым, как правило, развиваются пустоты выщелачивания. Наблюдается детрит (до 5%) кремнистых спикул губок, сложенный халцедоном, опалом, пигментированным биоорганическим веществом и агрегатным кварцем, присутствует единичный детрит фосфатного состава. Терригенная примесь алевритовой размерности представлена зернами кварца и чешуйками мусковита, ее крайне мало. Акцессорные минералы представлены единичными зернами циркона и анатаза. Аутигенные минералы — кальцит (единично) в биокластах (частично заполняет поры); пирит (до 1%) присутствует в виде тонкорассеянных зерен.
Для оценки распределения пор по размерам приготовленные образцы исследованы в РЭМ в режиме катодолюминесценции. Полученные изображения порового пространства, представляющие собой белые поры на черном фоне (рис. 5), были обработаны методом компьютерного анализа изображений, затем по ним рассчитаны статистические структурные параметры порового пространства (табл. 1), а также построены гистограммы распределения пор и каналов по размерам (рис. 6—8).
Результаты экспериментов и их обсуждение.
Значимые структуры порового пространства продемонстрировали изменение микроструктуры в результате гидрофобизации. На гистограмме распределения пор по размерам (рис. 6) видно увеличение «видимой» пористости после экстракции.
Можно констатировать, что в результате экстракции высоковязкой нефти из образцов пород увеличилось количество свободных пор, которые ранее были полностью заполнены нефтью. Увеличение пористости в разных размерных группах пор после экстракции связано как с освобождением от нефти мелких пор, так и с некоторым увеличением
б
Рис. 5. Изменения порового пространства в результате экстракции нефти из образца № 172-391-09 (катодо-люминисценция в электронном микроскопе, белое — поры): а — нефтенасыщенный, б — отмытый от нефти
Таблица 1
Лабораторные и структурные параметры порового пространства нефтенасыщенного образца керна № 172-391-09 до и после экстракции
размеров частично заполненных нефтью более крупных пор за счет удаления из них высоковязкой нефти из углов пор (менисковой), пленочной.
После экстракции, за счет освобождения порового пространства от нефти, количество открытых пор и каналов возросло (рис. 6), а средний диаметр увеличился с 19,62 до 24,90 мкм, при этом площадь открытых пор и каналов увеличилась с 302,16 до 486,90 мкм2. Средний периметр пор увеличился почти в 2 раза (рис. 8), что объясняется значительным усложнением поверхности пор за счет удаления пленки нефти, сглаживающей конфигурацию пор.
Изменение порометрической характеристики от формы пор до и после экстракции. Для оценки изменения формы сечений пор и каналов в процессе отмывки нефтенасыщенного образца использовали такие параметры, как КГ — коэффициент формы, который характеризует вытянутость поры. Коэффициент формы рассчитывается, как отношение осей эллипса, вписанного в фигуру поры. Для круга КГ=1, для вытянутой поры — доли единицы. На гистограммах показаны распределе-
ния значений коэффициента формы от частоты встречаемости (ось у) до и после экстракции (рис. 9, 10).
После отмывки нефтенасыщенного образца добавились более округлые формы пор, что привело к среднему увеличению округлости до 0,5020 (табл. 2). Количество пор в единице объема после отмывки возросло в 2,91 раза. В то же время на фото видно (рис. 10), что форма пор изменилась очень существенно — появились зигзагообразные поровые каналы с острыми углами периметра, резко увеличилась поверхность, количественно это показано, как увеличение периметров пор.
Таблица 2
Значения коэффициента формы сечения пор и каналов до и после экстракции образца керна № 172-391-09
Коэффициент формы, КГ, доли ед. Нефтена-сыщенный После экстракции
Минимальный коэффициент формы, Кщш 0, 1753 0,1425
Максимальный коэффициент ^р^ Ктах 0, 7142 0, 8478
Средний коэффициент формы, КтМ 0, 4464 0,5020
Анализ структуры порового пространства не-фтенасыщенного образца показал, что после того, как он был отмыт спирто-бензольной смесью, структура порового пространства изменилась:
— увеличилось количество свободных пор, которые ранее были полностью заполнены нефтью. Увеличение пористости в разных размерных группах пор после экстракции связано как с освобождением от нефти мелких пор, так и с некоторым увеличением размеров частично заполненных нефтью более крупных пор за счет удаления из них высоковязкой нефти из углов пор (менисковой), пленочной;
— средний периметр пор увеличился почти в 2 раза, что объясняется значительным усложнением поверхности пор за счет удаления пленки нефти, сглаживающей конфигурацию пор, т.е. резко увеличилась поверхность;
— добавились более округлые формы пор, что привело к среднему увеличению округлости.
Заключение. Гидрофобность смешанных по смачиваемости кернов связана как с большими, так и с малыми порами. Экспериментально доказано, что процесс адсорбции углеводородов зависит от формы, размера и распределения пор, минералогического состава (состав и размер частиц, присутствие глин), а также от времени контакта углеводородов с внутрипоровой поверхностью.
Утверждение о гидрофильности породы до миграции в нее нефти можно считать верным. Однако, как показали эксперименты, нефть может присутствовать и в порах малого размера (до 10 мкм), особенно это актуально для карбонатных
Показатель До экстракции После экстракции
Лабораторные параметры
Коэффициент пористости, доли единицы 0,070 0,016
Коэффициент проницаемости, мкм2 0,0065 0,0650
Cтруктурные параметры порового пространства
Пористость по РЭМ, доли единицы 0,060 0,205
Суммарный периметр пор и каналов, мкм 74 779,46 284 461,98
Суммарная площадь пор и каналов, мкм2 403 086,81 1 378 417,3
Средняя площадь пор и каналов, 2 мкм 302,16 486,90
Средний эквивалентный диаметр пор и каналов, мкм 19,62 24,90
Средний периметр пор и каналов, мкм 56,06 100,48
Максимальный диаметр каналов, мкм 10,00 16,66
Расчетная эффективная пористость 0,050 0,164
Остаточная водонасыщенность, Кво 17,23 19,82
Газонефтенасыщенность, Кнг 82,77 80,18
Проницаемость, Кпр, мкм2 0,0051 0,0643
Проницаемость каналов, мкм2 0,0046 0,0602
Проницаемость пор, мкм2 0,0005 0,0041
Координационное число 3,82 4,00
Рис. 6. Долевой объем пор и кана- Кпо, лов в образце керна № 172-391-09 6 т до и после экстракции
Рис. 8. Распределение пор и каналов по периметрам в образце керна № 172-391-0 до и после экс тракции
. 45.3,5в 3"
¡2,51 25.1,5"
1
2 0,5-
и я V
о
Рис. 7. Распределение пор и каналов по размерам в образце керна № 172-391-09 до и после экстракции
^ «й-' ъ? <й->
$ л3 .с
<Й-> V Коэффициент формы, КГ
Рис. 9. Распределение коэффициента формы нефтенасы-щенного образца № 172-391-09 от частоты встречаемости (Ктп=0,1753, Ктах=0,7142, Щта=0,4464)
Коэффициент формы, КГ
Рис. 10. Распределение коэффициента формы образца № 172-391-09 после экстракции от частоты встречаемости (К1т1п=0,1425, ^=0,8478, Ыт1й=0,520)
коллекторов, что может быть связано как с ка-тагенетическим преобразованием органического вещества, т.е. коллектор является нефтематерин-ским, так и с длительным контактированием нефти с поверхностью породы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Кузьмин В.А. Методика изучения пустотного пространства пород-коллекторов в растровом электронном микроскопе// Тез. докл. IV Всесоюз. конф. «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах». M.: МИНГ, 1987. С. 196-197.
Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. 270 с.
Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 59 с.
Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С., Гурба-това И.П. Факторы, влияющие на микроструктурную смачиваемость пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений // Мат-лы III Междунар. науч. симп. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов»: В 2 т. Т. 2. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011. С. 108-113.
Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Сечина Л.С. Микроструктурная смачиваемость и ее влияние на фильтра-ционно-емкостные свойства продуктивных пластов. М.: Нефтегаз International, 2009. Вып. 1. С. 8-11; вып. 2. С. 5.
Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра, 1989. 260 с.
Семенова Н.А., Сечина Л.С. Роль микроструктурной смачиваемости в изменении фильтрационных свойств продуктивных пластов // Вестн. ЦКР Роснедра. 2008. № 2. С. 44-49.
Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 1. Rock/Oil/Brine interactions and the effects of core handling on wettability // JPT. 1986. October. P. 1125-1144.
Таким образом, подтвержден микроструктурный характер гидрофобизации, который следует учитывать при моделировании процессов в нефтегазовых коллекторах для разработки и добычи углеводородов.
Al-Yousef H.Y., Lichaa P.M., Al-Kaabi A.U., Alpustun H. Wettability evaluation of a carbonate reservoir rock from core to pore level // SPE. 1995. Pap. 29885. P. 461-476.
Brown R.J.S., Fatt I. Measurements of fractional wettability of oilfield rocks by the nuclear magnetic relaxation method // Transactions. 1956. AIME 207. P. 262-264.
Kuzmin V.A. Cathodoluminescence technique for studying the pore space of rocks using scanning electron microscopy // J. Surface Investigation. X-ray, Synchrotron and Neutron Techniques. 2007. Vol. 1, N 6. P. 687-690.
Mitchell A.G., Hazell L.B., Webb K.J. Wettability determination: pore surface analysis. Proceedings of the SPE annual technical conference and exhibition, New Orleans, La, USA, 1990. September. P. 351-360.
Radke C.J., KovscekA.R., Wong H. A pore-level scenario for the development of mixed wettability in oil reservoirs // J. American institute of chemical engineers. 1992. October. Vol. 39 (6). P. 163-177.
Robin M, Combes R., Degreve F, Cuiec L. Wettabil-ity of porous media from environmental scanning electron microscopy from model to reservoir rocks // SPE. 1997. N 337235. P. 251-256.
Robin M, Rosenberg E, Omar Fassi-Fihri. Wettability studies at the pore level: a new approach by use of cryo-SEM Michel // SPE Formation Evaluation. 1995. March. P. 11-19.
Salathiel R..A. Oil recovery by surface film drainage in mixedwettability rocks // J. Petroleum Technology. 1973. Vol. 25, N 10. P. 1216-1224.
Wong H, Morris S, Radke C.J. Three-dimensional menisci in polygonal capillaries // J. Colloid and Interface Science. 1992. February. Vol. 148, Iss. 2. P. 317-336.
Поступила в редакцию 01.09.2016
