Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах западной сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин — НТЦ

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018 — № 1(7). – С. 38-43

УДК 550.8.056

Е.О. Беляков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Belyakov.EO@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: переходная зона, смачиваемость, нефтенасыщенность, остаточная водонасыщенность, капиллярные кривые, гидрофобный коллектор

В работе рассмотрены особенности строения глубоководных каналов на примере месторождений Надым-Пуровской НГО. Целью работы являлось повышение уровня согласованности геолого-геофизических данных для уточнения прогнозных характеристик расчетов.

На основе анализа керновых данных, данных интерпретации геофизических исследований и фактических данных работы скважин составлено обоснование концепции аградационной последовательности нескольких каналов с латеральной миграцией, которая легла в основу корректировки геологической модели с целью исключения методов не физичной адаптации.

Результаты данной работы могут быть использованы для подобных геологических объектов с целью более качественных расчетов входных и накопленных параметров добычи, проектировании системы поддержания пластового давления и заканчивания скважин.

Practical aspects of modeling of transition zones in clastic reservoirs of West siberia according to the core and Well logging

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 38-43

E.O. Belyakov 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Belyakov.EO@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: transition zone, wettability, oil saturation, residual water saturation, capillary curves, hydrophobic reservoir

Estimation of oil saturation transition zones is an important task when building a geological and hydrodynamic mod- els of deposits. The main purpose of this article is to systematize the practical aspects of modeling of transition zones with respect to the significant determining factors which helps to adapt the resulting model to a specific oil reservoir.

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-38-43

Введение 

Основные алгоритмы оценки нефтенасыщенности переходных зон по данным анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС) рассмотрены в работах [1–12], однако большинство типовых подходов не всегда учитывают петрофизические особенности конкретных отложений, что может привести к существенной неопределенности получаемых результатов. 

Моделирование переходных зон

В общем случае можно выделить следующие этапы построения моделей переходных зон:

  • выбор математического описания капиллярной модели;
  • подбор коэффициентов модели на основе керновых данных или результатов интерпретации ГИС;
  • оценка пересчетного коэффициента для перехода от давления к глубине;
  • определение положения зеркала чистой воды (ЗЧВ) для гидродинамически связанных коллекторов геологической модели;
  • адаптация моделей к результатам оценки водонасыщенности по данным анализа керна, ГИС или результатам гидродинамических исследований и опробования интервалов продуктивных пластов.

На практике чаще всего используется относительно небольшое число математических закономерностей, позволяющих описать капиллярную модель.

Обычно в качестве входных параметров используются значения текущей водонасыщенности Кв, капиллярного давления pк или расстояние от ЗЧВ ΔH, а также величины абсолютной газопроницаемости kпр, открытой пористости Кп, отношения kпр/Кп или остаточной водонасыщенности Кво.

Вместе с тем выбор той или иной модели часто обусловлен не объективными факторами, а основывается на предпочтениях и опыте конкретного специалиста.

При этом настройка модели осуществляется путем подбора соответствующих констант математических выражений (или их зависимостей от других определяющих факторов) на основании керновых данных или результатов интерпретации ГИС.

Графическое представление капиллярной модели, которая настраивается на результаты капилляриметрии образцов керна, целесообразно выполнять в поле координат Кв – kпр (или kпр/Кп), а шифром кривых принимать величину рк, поскольку данный параметр в рамках конкретной лаборатории принимается в виде фиксированного значения (рис. 1). После подбора коэффициентов вид графического представления капиллярной модели может варьироваться в зависимости от расположения координатных осей.

Калибровочные данные (анализа керна, ГИС, испытаний) можно использовать как для настройки капиллярных моделей, так и для их оценки. Очевиден интерес получения статистически значимой информации об эффективности получаемых моделей в различных отложениях, приуроченных к разным стратиграфическим единицам и площадям, т.е.

если одни и те же модели систематически показывают лучшие результаты, чем другие, то это дает основание для постоянного выбора более достоверных математических выражений.

В случае, если степень достоверности моделей не имеет систематического характера, а определяется типом отложений, то целесообразно привязать выбор той или иной модели к соответствующему типу согласно стратиграфической, фациальной, литологической принадлежности, текстурным параметрам и др. 

Для перехода к координатам Кв – ΔН обычно используется следующий методический подход. Пересчет капилляриметрической кривой (фактической или теоретической) в кривую зависимости Кв от высоты 3ВЧ изучаемого интервала разреза над уровнем нулевого капиллярного давления на практике осуществляется по формуле, полученной из уравнения Лапласа

где pкн-в – капиллярное давление на границе раздела нефти и воды, МПа; в, н – плотность соответственно воды и нефти при пластовой температуре, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

На практике данное выражение применяют для гидрофильных и преимущественно гидрофильных пород, в которых pк принимает положительное значение, т.е. подразумевается, что переходная зона локализована полностью над ЗЧВ.

Если поверхность породы преимущественно гидрофобная, то на границе раздела нефти и воды капиллярное давление принимает отрицательные значения, что отражается в виде локализации нефтенасыщенных капилляров ниже поверхности условного ЗЧВ (рис. 2).

рис. 1. Варианты графического представления обобщенной модели фильтрационно-емкостных свойств (Е.О. Беляков и др., 2014)

Строение переходной зоны в изначально гидрофобизированном коллекторе подробно рассмотрено в работе [7], где предусмотрено наличие естественных гидрофобных породообразующих минералов, что требует соответствующего анализа для конкретных нефтяных залежей. В этом случае при площадной изменчивости показателя смачиваемости отбивка положения ЗЧВ может быть недостоверной, так как в практике положение данной границы принимается ниже ВНК, что некорректно для пород с показателем смачиваемости M

Источник: https://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft/2145/33314/

Выделениегидрофобных пород по геофизическим данным методом двух растворов

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

X.А. КАСТРО, С. ВАЙЯДАРЕС (НДП «Гавана», Куба),В.И. ДОГАЕВ (Ивано-Франковская ЭГИС), Н.М. СВИХНУШИН (Укргипрониинефть)

При изученииколлекторов нефти и газа большое значение имеет определение характерасмачиваемости их внутренней поверхности.

Степень гидрофильности илигидрофобности коллекторов необходимо учитывать при подсчете запасов нефти,поскольку характер смачиваемости влияет на распределение воды и нефти в поровомпространстве, при обосновании коэффициента нефтеотдачи пластов и при выбореагентов и методов поддержания пластового давления в процессе разработки [2, 3].

В настоящее времяизучение характера смачиваемости проводится в лабораторных условиях на образцахкерна [1, 5], что дает наиболее достоверные определения. Однако выполнить этово всех скважинах невозможно.

Для установления характера смачиваемостинеобходимо использовать геофизические методы, которые позволяют проводитьнепрерывные исследования по всему разрезу скважины. По результатамгеофизических исследований преимущественно гидрофильные и гидрофобные породыразделяются по ряду качественных признаков [1].

Гидрофобные коллекторыхарактеризуются аномально высокими значениями удельного электрическогосопротивления (УЭС) нефтеносных пластов, отсутствием переходной зоны внефтеводоносных пластах, величинами аномалий спонтанной поляризации (СП),равными диффузионному потенциалу.

Перечисленные признаки необходимы, но далеконе достаточны, поэтому при рассмотрении гидрофобных коллекторов их выделение поданным ГИС проблематично.

Цель настоящейработы — изучение возможностей геофизических методов исследования скважин длявыделения гидрофобных пород. Решение задачи выполнено на примере меловыхотложений параавтохтона Северо-Кубинского нефтегазоносного бассейна.

Исследуемые отложения представлены слоистыми и брекчированными известняками, спрослоями пелитоморфных глинистых микрослоистых известняков, глин, алевролитов,кремнисто-глинистых пород. Породы относятся к порово-трещинному типу. Секущиетрещины, а также развивающиеся по слоистости, имеют раскрытость (5…10)*10-6м.

В продуктивной части разреза нефтью насыщены поровое пространство блоков итрещины. По результатам измерений краевого угла смачивания, проведенных воВНИГНИ, породы подразделяются на гидрофильные и гидрофобные.

На основанииполученных результатов состояние поверхности коллекторов в нефтяной частихарактеризуется преимущественно как гидрофобное. В водоносной части разрезаколлекторы остаются главным образом гидрофильными.

По результатамгеофизических исследований скважин нефтенасыщенная часть разреза имеет высокиезначения электрических сопротивлений и слабодифференцированную кривую СП.

Оналичии или отсутствии переходных зон судить невозможно, потому что в подошвезалежи вязкость и плотность нефти повышаются, а в законтурной зоне отмечаетсяприсутствие битумов.

Таким образом, приведенные выше качественные признакигидрофобных коллекторов в рассматриваемых условиях не позволяют однозначнооценивать характер смачиваемости пород.

Однако такаязадача принципиально может быть решена путем целенаправленного воздействия наприскважинную часть пласта. Для этого рассмотрим процесс формирования зоныпроникновения в процессе бурения.

При вскрытии пластов-коллекторов под влияниемизбыточного давления в них проникает фильтрат бурового раствора [4].

Величинарепрессии на пласт будет равна алгебраической сумме перепада давленияскважина-пласт и капиллярного давления:

где  — репрессия на пласт,  — давления в скважине,пластовое и капиллярное, — превышение давления в скважине над пластовым, вдальнейшем над ее гидростатической составляющей. Величина капиллярного давленияопределяется уравнением [1]

где — величина поверхностногонатяжения на границе нефть-вода, мН/м;- краевой угол смачивания, град.;- средний радиус эквивалентногокапилляра, м-6 .

В гидрофильныхпородах величина  характеризуетсязначениями менее 90 °, а при полном смачивании поверхности коллектора водой онаравна нулю. И, наоборот, в гидрофобном коллекторе = 180°. Подставляя крайние значения  в уравнение (2), получим

где  и — капиллярное давление в гидрофильных игидрофобных коллекторах соответственно. Вводя (3) в (1), определим, что

Таким образом, вгидрофильном коллекторе капиллярные явления способствуют проникновениюфильтрата раствора в пласт, а в гидрофобном препятствуют.

Однако нужноотметить, что здесь и далее наши рассуждения относятся к буровым растворам наводной основе.

Из (4) следует, если в стволе скважины заменить раствор,влияющий на величину ,то это приведет к изменению репрессии в целом и перераспределению флюидов вприскважинной зоне пласта.

Известно, что сповышением минерализации величина поверхностного натяжения на границенефть-вода повышается [1-3].

Если скважина бурилась на низкоминерализованномрастворе, то смена его на высокоминерализованный повлечет за собой повышениеповерхностного натяжения и увеличение капиллярного давления.

В гидрофобныхпластах это приведет к снижению суммарной репрессии на пласт иперераспределению флюидов в прискважинной зоне.

На практикепревышение давления в скважине над пластовым будет способствовать значительномувозрастанию капиллярного давления. Однако согласно уравнению Дюпюи это превышениеубывает по логарифмическому закону от стенки скважины в глубь пласта. Величинаже капиллярного давления от расстояния не зависит.

Поэтому в нескольких метрахот стенки скважины гидростатическая составляющая в уравнении (4) станет нижевеличины капиллярного давления и проникновение фильтрата раствора в пластпрекратится.

Повышение капиллярного давления до уровня гидростатическойсоставляющей приведет к вытеснению некоторого количества проникшего фильтратараствора из пласта и увеличению коэффициента нефтенасыщенности зоныпроникновения. Процесс будет происходить в течение некоторого времени,определяемого скоростью диффузионного осолонения фильтрата раствора и еговытеснением из части пор.

Поскольку эти изменения протекают в несколькоудаленной части зоны проникновения, то они могут быть зарегистрированымакроэлектрическими методами. В промытой зоне гидростатическая составляющаябудет выше капиллярного давления, поэтому водонасыщение в ней практически неизменится.

Увеличение минерализации за счет диффузионного осолонения,по-видимому, может быть компенсировано вытеснением части неосолоненногофильтрата из более глубоких частей зоны проникновения. Поэтому существенныхизменений УЭС промытой зоны, зарегистрированных микроэлектрическими методами, вчастности микробоковым каротажом (МБК), очевидно, не произойдет.

Для практическойпроверки выдвинутых положений были выполнены специальные исследования в скв.225 Бока-Харуко. Вскрытие продуктивных горизонтов осуществлялось с помощьюпресного бурового раствора (= 1,1 Ом*м при t=30°С). В скважине выполнен полный комплекс геофизических исследований, включающийМБК и БК.

Проведены контрольные измерения кривых. После этого в скважинезаменили пресный раствор на соленый (=0,08 Ом*м при t=27 °С) ивыполнили повторно исследования методами МБК и БК. При соленом раствореповторные измерения БК и МБК были осуществлены после небольшой продавкираствора. Результаты измерений показаны на рисунке.

Отложения параавтохтона залегают в интервале 1525-1900 м. До глубины 1765 мпороды нефтенасыщены, ниже они характеризуются как водоносные. Кривые МБК,зарегистрированные при пресном и соленом буровых растворах, практическисовпадают, тогда как кривые БК в нефтеносной части разреза существенноразличаются.

Причем при наличии в скважине соленого раствора и после небольшойпродавки его в пласт УЭС возросло в 2,5-3,5 раза по сравнению с тем, котороебыло зарегистрировано при пресном растворе.

Это полностью подтверждаетвыдвинутые теоретические положения и позволяет считать, что основная частьпродуктивного разреза параавтохтона в скв. 225 упомянутого месторожденияпредставлена гидрофобными породами.

Краткий теоретический анализ и практическоеопробование показали, что по данным геофизических методов можно оценивать характерсмачиваемости поверхности коллектора. Для этого следует проводить двухкратныеисследования макро- и микроэлектрическими методами при заполнении скважинразличными растворами.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов.М., Недра, 1977.

2.     Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений призаводнении. Пер. с англ. под ред. В.Л. Данилова. М., Недра, 1974.

3.     Максимов М.И. Геологические основы разработкинефтяных месторождений. М. Недра, 1975.

4.     Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияниепромывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.,Недра, 1976.

5.     Тульбович Б.И. Методика определения смачиваемостипород на образцах керна. Ротапринт. Пермь, ПермНИПИнефть, 1978.

РисунокВыделение гидрофобных пород по кривым бокового каротажав разрезе скв. 225 месторождения Бока-Харуко

Источник: http://geolib.ru/OilGasGeo/1987/01/Stat/stat16.html

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Cтраница 2

РџРѕ имеющемуся керну для каждого пропластка определен средний показатель смачиваемости Рњ, изменяющийся РѕС‚ 1 для гидрофильных РґРѕ 0 для гидрофобных РїРѕСЂРѕРґ.  [16]

Р’ случае гидрофильной РїРѕСЂСЃРґС‹ вытеснению нефти способствуют как капиллярная пропитка, так Рё гравитационное внедрение РІРѕРґС‹, РІ то время как РІ случае гидрофобной РїРѕСЂРѕРґС‹ вытеснение осуществляется только процессами дренирования.  [17]

Образование РІ пласте газовой фазы РїСЂРё падении пластового давления ниже давления насыщения ведет Рє увеличению нефтеотдачи только РІ том случае, РєРѕРіРґР° РїРѕСЂРѕРґС‹ пласта являются гидрофильными; РїСЂРё гидрофобных породах дополнительная нефть РЅРµ извлекается РёР· пласта, так как РІ нем образуется неподвижная газовая фаза. РљСЂРѕРјРµ того, текстура Рё структура РїРѕСЂРѕРґ РјРѕРіСѓС‚ быть такими, что замещение нефти газом РЅРµ всегда благоприятно даже РІ случае гидрофильных РїРѕСЂРѕРґ. Для того чтобы определить, являются ли благоприятными РІ отношении нефтеотдачи условия для замещения фаз РІ пласте, необходимо провести соответствующие исследования РЅР° образцах РїРѕСЂРѕРґ, взятых РёР· данного пласта.  [18]

РќР° СЂРёСЃ. 1.2 Р° Рё 1.26 приведены эти кривые, РёР· которых РІРёРґРЅРѕ, что РїСЂРё РѕРґРЅРѕР№ Рё той же водонасыщенности РІ гидрофильной пористой среде относительная проницаемость для нефти РІ 3 — 4 раза выше, чем РІ гидрофобной РїРѕСЂРѕРґРµ.  [19]

Р’ гидрофобной РїРѕСЂРѕРґРµ капиллярное давление РЅР° границе нефть-РІРѕРґР° направлено РІ сторону РІРѕРґРЅРѕР№ фазы Рё препятствует проникновению вытесняющей РІРѕРґС‹ РІ нефтенасыщенное пространство коллектора.  [20]

Р�сследованиями, выполненными РІ РЎРЁРђ, также показано, что РІ гидрофильных пластах РїСЂРё насыщенности РЅРѕСЂРѕРІРѕРіРѕ пространства защемленным газом РѕС‚ 14 РґРѕ 24 % нефтеотдача залежи РїСЂРё вытеснении нефти РІРѕРґРѕР№ может увеличиться РЅР° 8 — 10 % РїРѕ сравнению СЃ заводнением РїСЂРё давлениях выше давления насыщения. Р’ преимущественно гидрофобных породах нефтеотдача после прокачки РјРЅРѕРіРёС… поровых объемов РІРѕРґС‹ РЅРµ зависит РѕС‚ газонасыщенности пластов перед заводнением.  [21]

Пластовая вода вероятно, располагается в виде дискретных-капелек в центрах поровых каналов. Заводнение в гидрофобной породе гораздо менее эффективно, чем ъ гидрофильной.

Когда заводнение началось, вода образует непрерывные каналы через центры более крупных пор, толкая нефть вперед. Нефть остается в более мелких трещинах и порах.

Когда нагнетание воды продолжается, вода внедряется в более мелкие поры, чтобы образовать дополнительные непрерывные каналы, а водонефтяной фактор извлекаемых флюидов постепенно возрастает.

Нефтеотдача до прорыва относительно мала и большая часть нефти добывается после прорыва. Водонефтяной фактор постепенно возрастает после прорыва.

Заводнение в гидрофобном коллекторе менее эффективно, чем заводнение в гидрофильном, поскольку нужно нагнетать больше воды, чтобы извлечь одинаковое количество нефти.

Таким образом, большая часть этой нефти РІСЃРµ же непрерывна РЅР° протяжении тонких нефтяных пленок Рё может быть извлечена. Р’ противоположность гидрофильному случаю нефтедобыча сильно зависит РѕС‚ объема нагнетаемой РІРѕРґС‹.  [22]

Для надежной оценки ОН� необходимо иметь достоверные данные о диэлектрических свойствах пород и флюидов.

Отсутствуют данные Рѕ влиянии характера распределения РћРќР� РІ гидрофильной Рё гидрофобной РїРѕСЂРѕРґРµ РЅР° диэлектрические свойства РїРѕСЂРѕРґ СЃ разной литологией, что затрудняет оценки РїСЂРё различном состоянии РћРќР� Рё РЅРµ позволяет определять его структуру. Большие погрешности РІ оценку РІРЅРѕСЃРёС‚ неопределенность литологического состава, особенно РЅРµ контролируемые изменения глинистости. Метод, предложенный фирмой Шлюмберже ( электромагнитного распространения) обладает малой глубинностью Рё РЅР° его результаты существенно влияет состояние околоскважинной Р·РѕРЅС‹.  [23]

При угле смачивания породы водой 90 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 90 оно способствует ее вытеснению.

Отсюда следует, что РІ пласте, сложенном РёР· гидрофобной РїРѕСЂРѕРґС‹, капиллярные явления РЅРµ ухудшают проницаемость, Р° РІ пластах же РёР· гидрофильной РїРѕСЂРѕРґС‹ несколько ее ухудшают РІ РџР—Рџ.  [24]

При угле смачивания породы водой 690 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 090 оно способствует ее вытеснению.

Отсюда следует, что РІ пласте, сложенном РёР· гидрофобной РїРѕСЂРѕРґС‹, капиллярные явления РЅРµ ухудшают проницаемость, Р° РІ пластах же РёР· гидрофильной РїРѕСЂРѕРґС‹ несколько ее ухудшают РІ РџР—Рџ.  [25]

Этот фактор РЅРµ является столь важным РїСЂРё газонапорном режиме, так как РїРѕСЂРѕРґР° коллектора смочена РІ этом случае нефтью, Рё можно легко измерить поверхностное натяжение нефти РІ условиях пластового давления Рё температуры. Однако РІ условиях гидравлического напора необходимо сделать выбор между гидрофильной Рё гидрофобной РїРѕСЂРѕРґРѕР№, Р° РЅРµ так легко измерить смачиваемость Рё краевой СѓРіРѕР» РІ пластовых условиях.  [26]

РџСЂРё этом РЅР° обеих кривых выделяется четко выраженный РјРёРЅРёРјСѓРј. Различие указанных кривых состоит РІ том, что РІ гидрофобных породах этот РјРёРЅРёРјСѓРј достигается несколько раньше, чем РІ гидрофильных.  [28]

Одним из основных факторов при проведении опытов по вытеснению нефти водой является выбор скорости вытеснения.

Учитывая, что РїРѕ этому РІРѕРїСЂРѕСЃСѓ существуют противоречивые мнения, был проведен анализ работ РїРѕ вытеснению нефти Рё ее моделей РІРѕРґРѕР№ РёР· гидрофильных Рё гидрофобных РїРѕСЂРѕРґ.  [29]

Характер зависимости Qf ( t) можно объяснить следующим: после снижения давления в системе выпадает жидкий конденсат.

Несмотря на снижение давления до давления максимальной конденсации, часть конденсата остается в газовой фазе в аэрозольном состоянии.

По мере фильтрации продолжается выпадение капелек конденсата из системы, и имеет место налипание конденсата к гидрофобной породе.

Р’ конце исследования РІСЃРµ аэрозольные капельки конденсата выпадают, Рё газоконденсатная смесь ведет себя как СЃСѓС…РѕР№ газ, поэтому расход газа быстро стабилизируется.  [30]

Страницы:      1    2    3

Источник: https://www.ngpedia.ru/id292367p2.html

1,2

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценитьхарактер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы) как в период нефтегазонакопления, так и в период разработкиместорождения.

Гидрофильность или гидрофобность поверхности поровых каналов определяютзнаки капиллярных давлений в контактирующих водной и углеводородной фазах, т.е. направленность действия капиллярной энергии.

В связи с тем, что основным методом разработки нефтяныхместорождений продолжает являться заводнение, вопросо смачиваемости пород-коллекторов является весьмаактуальным.

Дело в том, что вода, попадая в гидрофильный коллектор и смачиваяего поверхность, вытесняет нефть как из крупных, так и из мелких пор итрещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно заниматьнаиболее крупные поры и трещины.

Поэтому нагнетание воды в залежь, приуроченнуюк гидрофильному коллектору, приводит к «кинжальному» прорыву воды черезнаиболее крупные проводящие каналы, что приводит к катастрофически быстромуобводнению добывающих скважин и разрешению месторождения.

Экспериментально установлено,что при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенностииз гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного — неболее 5%.

Кроме того, от характера смачиваемостизависит форма водонефтяного и газоводяного контактов,высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефте- и водонасыщенностьв поровом пространстве пласта, а следовательно, запасы нефти и газа.

Существенное влияние смачиваемость оказывает наэлектрические свойства пласта, так как контролирует распределение в коллекторепластовой воды и углеводородов, обладающих резко различной электропроводностью.

В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всейповерхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы.В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в видеизолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данномслучае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствиепрерывистости ее распространения.

В общем, смачиваемостьопределяют как тенденцию одного флюида прилипать кповерхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора а присутствии другихнесмешивающихся флюидов, т, е. флюидов, имеющих между собой поверхностьраздела, охарактеризованную тем или иным межфазным натяжением.

Теоретически смачиваемость на границе воды и нефти (газа) определяетсянаступающим контактным углом смачивания. Для гидрофильныхпород он не превышает 90° и обычно равен 30°, тогда как для гидрофобныхсоставляет более 90°.

В связи с особенностями смачиваемостигорных пород, наличием их разностей, одинаково взаимодействующих с пластовойводой и нефтью, а также сложностью установления точного раздела между гидрофильнымии гидрофобными кернами средствами существующих методик, в нефтегазовой геологиивыделяют класс горных пород с промежуточной смачиваемостью.

Таким образом, в нефтегазовой геологии к классу гидрофильныхотнесенье породы с контактными углами, изменяющимися в диапазоне 0-75С. У породс промежуточной смачиваемостью краевой уголсоставляет 75-105°. Контактный угол 105-180° принят в качестве признакагидрофобности породы.

Однако следует отметить, что, равный 180°, он долженхарактеризовать породу абсолютно несмачиваемую. Вреальных условиях вряд ли возможно полное отсутствие взаимодействия междусоприкасающимися фазами. К тому же случаи, когда краевые углы на контактахразличных фаз превышали бы 155°, неизвестны.

Вместе с этим необходимо помнить,что в понятие «гидрофильность-гидрофобность» горнойпороды внесена доля условности. При этом под гидрофобной подразумевают горнуюпороду, которая нефтью смачивается предпочтительнее, чем водой, но это вовсе незначит, что она ни в коей мере не предрасположенасмачиваться водой, В то же время понятие «гидрофильность»не означает полного несмачивания ее нефтью.

Среди исследователей нет единогомнения относительно природы смачивающих свойств горных пород. Тем не менее,большинство из них сходятся в представлениях о том, что мера гидрофильности или гидрофобности горной породы зависит отее минерального состава, качества поверхности зерен, электрического заряда, атакже от свойств насыщающей ее жидкости или газовой фазы.

Установлено, что в общем степень гидрофильностипород уменьшается от кварцевых песчаников к карбонатным породам. Средигеологов-нефтяников существует мнение, что песчаные и глинистые породы вподавляющем большинстве являются гидрофильными, а поверхности карбонатных породв равной мере или чаще имеют гидрофобные свойства.

По данным различныхисследователей, в карбонатных породах доля гидрофобных разностей достигает50-75 %. Однако, вопреки суммарному представлению геологов-нефтяников, впоследние годы установлено, что и среди песчаных пород существенную долю (до 40%) составляют гидрофобные разности.

В данном случае важное значение имеетвопрос вторичности-первичности гидрофобных свойствповерхности емкостного пространства природных резервуаров.

Как известно, у большей частиосадочных пород минералами, обусловливающими их свойства, являются кварц иминералы глин. Количественные соотношения этих составляющих определяют нетолько тип породы и ее физико-механические характеристики, но также физико-химическиесвойства.

Кварц в обычных условиях представляет собой минерал с повышенной гидрофильностьо. и отего концентрации и породе зависит ее смачиваемость.

Взначительной мере именно поэтому среди песчаных пород орогенныхформаций, где содержание кварца низкое или он отсутствует вовсе,первично гидрофобные разности встречаются чаще, чем на платформах.

Вторичная гидрофобность песчаныхи карбонатных пород, представляющая известное явление, обусловленаразнообразными причинами, в том числе в значительной мере взаимодействием их суглеводородами при определенных пластовых условиях.

Казалось бы, что вода,насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных пород, будучи поотношению к ним в сравнении с нефтью первичной. занимает положение лучше смачивающей фазы, инефть в поровом пространстве и трещинах отделена от поверхности породы пленкойсвязанной воды.

На основе такого умозаключения в начальные этапы развитиянефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносныерезервуары, относили к классу гидрофильных.

Затем былоустановлено, что, несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхностиемкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характерповерхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенныхв воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород,серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундироватьчерез пленку воды, вытесняя ее из активных центров адсорбции, и адсорбироватьсяна поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачиванияувеличивается, и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью,чем водой.

Экспериментально установлено, чтоуглеводородный газ, пропущенный через гидрофильные песчаники, также гидрофобизирует поверхность емкостного пространства.

Всвязи с этим недопустимо при разработке газонефтяной залежи позволять нефтиперемещаться в пространство, которое было прежде занято газовой шапкой, иначезначительная часть нефти будет безвозвратно потеряна, вследствие ее адсорбциина поверхности пор и трещин.

По данным американских исследователей, песчаныепороды, содержащие углистые включения, обладают низкой степенью гидрофильности или являются даже гидрофобными вследствиедиффузии органических соединений от частиц детрита ого угля и их адсорбции впериод диагенеза.

Кроме того,выделяют песчаные коллекторы со смешанной смачиваемостью,в которых поверхности мелких пор характеризуются гидрофильными, а поверхностикрупных — гидрофобными свойствами.

Приэтом считают, что нефть, заняв в первоначально гидрофильном коллекторе толькокрупные поры, со временем их гидрофобизирует, тогдакак относительно мелкие поры, занятые пластовой водой, остаются гидрофильными.Однако присутствие нефти в коллекторе не всегда приводит к гидрофобизацииего поверхности.

Для гидрофобизации первичногидрофильных пород, кроме насыщенности их нефтью, необходимы дополнительныеусловия. Экспериментально установлено, что кварцевые песчаники с повышеннойпервичной гидрофилыюстыо при насыщении их нефтью инагреве до температуры 11 С и выше, но не превышающейтемпературу отжига органических веществ, становятся гидрофобными.

Срезультатами данного эксперимента согласуется то, что продуктивные кварцевыепесчаники шеркалинской свиты уникального Талинского месторождения нефти, открытогоа Западной Сибири, характеризуются не только гидрофильными, но в значительноймере гидрофобными или нейтральными по отношению к воде и нефти свойствами.

Современные пластовые температуры в продуктивной части юры этого месторождениясоставляют от 80 до 140°С. Очевидно, что в геологическом прошлом, в частности,в период формирования нефтяных залежей пластовые температуры здесь имели ещебольшие значения.

В связи с присутствием впродуктивной толще Талинского месторождениягидрофобных разностей коллекторов поучительно рассмотреть историю егоразработки, которая осуществляется с применением внутриконтурного заводнения.

Продуктивный горизонт шеркалинскойсвиты юры Талинского месторождения представленпесчано-гравийными породами с резко изменчивыми свойствами и составом.Эффективная толщина достигает 30 м.

В подошвенной части горизонта развиты породы с оченькрупными порами и даже кавернами, диаметр которых достигает несколькихмиллиметров. Диапазон изменения отметок ВНК по площади залежи достигаетнескольких десятков метров. В ряде скважин (4, 144 и др.

) с абсолютных отметок,превышающих достоверно установленный в соседнихскважинах ВНК, получены притоки пластовой  воды.   Опытно   —  промышленная   эксплуатация   Тали некого

Источник: http://psgendal.narod.ru/bolshakov/1-2.htm

ПОИСК

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

    Опыты, проведенные Л. Н. Орловым [140] со свежими кернами непосредственно в промысловых условиях, показали капельное распределение погребенной воды в зонах контакта зерен. И наконец, обратимся еще раз к исследованиям, результаты которых указывают на то, что в основном поверхность зерен коллектора гидрофобна. [c.179]

    На многих месторождениях имеются участки (зоны) с коллекторами, поверхность породы которых гидрофобна (плохо смачивается водой). Причины такого явления пока еще не совсем ясны гидрофобные песчаники довольно хаотично чередуются с гидрофильными породами и иногда занимают большие объемы в теле залежей. [c.24]

1х углов смачивания гидрофильные — 0° < в < 75° гидрофобные - IOS < в < 180° промежуточные -15° < в < 105°. [c.29]

    Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти (>70 %) достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные — гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских песчаников Волго-Уральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вы- [c.32]

    Большинство минералов, образующих нефтяные пласты, относится к гидрофильным. Максимальную гидрофильность имеют глины гидрослюдистого состава и кварц. Минимально гидрофильны — известняки, доломиты и полевые шпаты [1, 6].

Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений обладает промежуточной (мозаичной) смачиваемостью, т.е. содержит гидрофильные и гидрофобные участки.

Поэтому в месторождениях после заводнения может содержаться остаточная нефть в виде защемленных капель и пленочная нефть. [c.12]

    Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения.

В зависимости от природы нефтенасыщенного порового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. В работе [70] приведены результаты расчетов, выполненные В. В. Суриной.

Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно [c.69]

    Кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа по мере роста значения N0 может быть разделена на три участка. Первый практически горизонтальный участок наблюдается при Кс = 10 . ..10 , что соответствует условиям обычного заводнения. При этом в зависимости от свойств коллектора и нефти остаточная нефтенасыщенность может составлять 20. .. 45%.

На втором участке, при больших значениях капиллярного числа, наблюдается быстрое снижение содержания остаточной нефти. Наклон этого участка на кривой зависимости остаточной нефтенасышенности от Кс мало зависит от условий конкретного месторождения. Однако положение кривой на графике определяется свойствами породы коллектора и нефти.

В случае гидрофобных коллекторов кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа сдвигается в область больших значений Кс. Дальнейшее увеличение Кс не приводит к дополнительному нефтевытеснению, т.к.

оставшаяся в пористой среде нефть будет существовать в виде слоя высокомолекулярных соединений, адсорбированного на поверхности минеральной породы и в тупиковых порах (третий участок кривой). [c.29]

    Одним из перспективных путей повышения нефтеотдачи карбонатных пластов является использование технологии, основанной на применении ПАВ и органических растворителей.

В данном разделе рассмотрим экспериментальные данные, необходимые для разработки новых технологий повышения нефтеотдачи для месторождений с вязкими нефтями, высокоминерализованными водами и гидрофобными коллекторами.

Исследование проведено на примере каширо-подольских отложений Арланского месторождения, для которых характерны асфальтосмолистые нефти, высокоминерализованные пластовые и закачиваемые воды (плотность 1100-1180 кг/м ), карбонатные коллекторы проницаемостью 0.01-0.20 мкм (среднее значение 0.05 мкм ) и низкая пластовая температура (20-22°С). [c.185]

    Нефтяной коллектор представляет собой пористую среду, на-ыщенную жидкостью и газами. Поскольку часть поверхности оровых каналов нефтевмещающих пород гидрофильна, а другая асть гидрофобна, то смачиваются они нефтью по-разному.

Рас- ределение гидрофильных и гидрофобных участков, их число и ередование зависят от природы породообразующих минералов, изико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и содержания в нем погребенной воды.

Исследованиями, проведенными на большом числе месторождений нефти [209], выявлено ледующее распределение различных поверхностей в коллекто- X (%)  [c.3]

    Коллекторы подразделяли по значениям краевых углов смачивания гидроильные—О°

Источник: https://chem21.info/info/681549/

ЖурналЗаконов
Добавить комментарий