Нефте- и водонасыщенность коллекторов

Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Степень насыщенно­сти пустот, выражаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности - один из главных параметров, кото­рый учитывается при определении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зависит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве.

Коэффициент нефтенасыщенности — это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью, изме­ряется в процентах или долях единицы. Аналогично определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности.

Общепринятая методика количественного определения нефтегазоводонасыщенности образцов пород ос­нована на измерении потери массы образца и объема отогнанной из него воды после экстрагирования в углеводо­родном растворе.

Коэффициенты нефте- и водонасыщенности образца породы определяются (в долях единицы):

S„=V„/V„op, S,=V„/Vnop (3.12)

где V„ - объем нефти в образце породы; Vnop - объем образца породы; V„ - объем воды в породе.

Коэффициент газонасыщенности образца:

Sr=l-S„-S, (3.13)

Степень насыщенности нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень широком диапа­зоне. Высокопроницаемые нефтеносные терригенные пласты пористостью 24-27 % насыщены нефтью на 90-92 % и только на 8-10 % насыщены связанной водой. Соотношение насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших пластах достигает 10-11. Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллек­торы насыщены нефтью лишь на 60-65 %, а на 35-40 % - связанной водой. Соотношение насыщенностей их неф­тью и водой составляет лишь 1,5-2. Известны месторождения с начальной нефтенасыщенностью лишь 50-55 %, при которой вместе с нефтью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, характеризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и во­дой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и водой обусловлено разной их удельной поверхно­стью и распределением размера пор.

3.10. Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть-газ-вода-порода".

Насыщенная нефтью, водой, газом пористая среда представляет собой многофазную гетерогенную систе­му, отдельные компоненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть, вода, газ) называются фазами. Значительное различие физико-химических свойств фаз служит причиной возникновения на границах их контакта специфических поверхностных явлений. В связи с тем, что площадь поверхностей контакта фаз очень велика (на­пример, только суммарная площадь поверхностей пор в 1 м³ породы коллектора может составлять 10⁴—10 м ), влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах оказывается сильным. Поверх­ностные явления во многом определяют количество и распределение в поровом пространстве связанных и оста­точных нефти, воды, форму кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих методов повышения нефте­отдачи пластов. Они играют большую роль при образовании и разрушении эмульсий и пен в других процессах, связанных с движением и взаимодействием систем в пласте, скважинах и поверхностных сооружениях.

Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние на эффективность разработки нефтяных и газовых залежей оказывают поверхностное натяжение, капиллярное давле­ние, смачиваемость, капиллярная пропитка и адсорбция.

Поверхностное натяжение.

Поверхностное натяжение на границе раздела фаз возникает вследствие того, что молекулы вещества, на­ходящиеся вблизи поверхности раздела взаимодействуют не только между собой, но и с молекулами вещества со-

седней фазы. Молекула вещества, расположенная в любом положении внутри жидкости испытывает равномерное воздействие со стороны окружающих ее молекул. Поэтому равнодействующая всех сил молекулярного воздейст­вия равна нулю, и молекула может свободно перемещаться в объеме в любом направлении. Иначе обстоит дело с молекулами, находящимися в поверхностном слое. Здесь силы, действующие на молекулу, направлены внутрь жидкости и вдоль поверхности раздела, равнодействующая их не равна нулю и направлена внутрь жидкости, по­этому для образования новой поверхности, связанной с перемещением молекул из объема в поверхностный слой, требуется совершение определенной работы.

Работа обратимого изотермического образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления называется поверхностным натяжением. Так как при образовании поверхности совершает­ся работа, то поверхностный слой обладает избытком энергии, называемым свободной поверхностной энергией.

Величина поверхностного натяжения измеряется в Дж/м² или в Н/м. Она зависит от природы и состава контактирующих фаз, давления и температуры. Поверхностное натяжение нефти и воды на границе с газом обыч­но составляет от 5 до 70 мН/м и уменьшается с ростом давления и температуры. Поверхностное натяжение на гра­нице нефть-вода во многих случаях находится в пределах 20-30 мН/м, но в зависимости от минерализации воды, содержания в нефти активных компонентов (смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и т. п.), давлении, температу­ры может изменяться в более широких пределах.

Смачивание твердых тел жидкостью.

Наличие на границах раздела фаз избыточной поверхностной энергии обусловливает стремление системы занять такое положение, при котором ее площадь поверхности минимальна. Поэтому термодинамически устойчи­вая форма капли жидкости - сфера, имеющая при данном объеме наименьшую площадь поверхности и, следова­тельно, минимальную поверхностную энергию. При контакте трех фаз, одна из которых твердая, стремление сис­темы к минимуму поверхностной энергии проявляется через смачивание.

Рис. 3.7. Равновесие капли жидкости на твердой поверхности.

1 - капля; 2 - окружающая среда; 3 - твердое тело

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то после наступления равновесия она приоб­ретает линзообразную форму (рис. 3.7, а), обусловленную взаимодействием трех поверхностных натяжений: капли на границе с твердым телом о^з, на границе капли с окружающей средой (жидкостью или газом) Oi,z и на границе твердого тела с окружающей средой 02,3. после нанесения на поверхность капля будет растекаться по ней до тех пор, пока не наступит равновесие трех поверхностных натяжений.

Угол 6 между поверхностью твердого тела и касательной к капле, имеющий вершину на линии раздела трех фаз, называется краевым углом смачивания и является мерой смачиваемости твердого тела жидкостью, по­верхность смачивается жидкостью, если 6<90° (рис. 3.7, б), и не смачивается жидкостью, если 9>90° (рис. 3.7, г). если краевой угол близок к 90°, то поверхность обладает нейтральной смачиваемостью (рис. 3.7, в).

На практике угол отсчитывают от касательной в сторону водной фазы, а смачиваемую водой поверхность (е<90°) называют гидрофильной, несмачиваемую (6>90°) - гидрофобной.

В естественных условиях породы-коллекторы неоднородны по смачиваемости. Часть поверхности пор гидрофильна, другая часть гидрофобна. Это объясняется сложным минералогическим составом пород, разнообраз­ной структурой поверхности самих зерен минералов, возможностью изменения характера смачиваемости поверх­ности при ее контакте с нефтью и закачиваемыми водами. Чистая поверхность большинства минералов гидро­фильна, но при адсорбции на ней активных асфальтосмолистых компонентов нефти поверхность может стать гид­рофобной. Поэтому, характеризуя смачиваемость породы-коллектора, подразумевают ее преимущественную сма-чиваемость, т. е. какой жидкостью (водой или нефтью) она смачивается в большей степени. Преимущественную смачиваемость породы-коллектора оценивают на основании результатов капиллярной пропитки и гидродинамиче­ского вытеснения одной жидкости другой.

По углу избирательного смачивания, образующегося при контакте воды, нефти и породы можно судить о качестве вод и их отмывающей и нефтевытесняющей способностях. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачи­вающие породу.

Капиллярные эффекты.

Капиллярные эффекты (капиллярное давление и капиллярная пропитка) — поверхностные явления в по­ристых средах, возникающие вследствие наличия преимущественной смачиваемости поверхности поровых кана­лов.

Если капилляр привести в контакт со смачивающей его поверхность жидкостью, то стремясь сократить избыточную поверхностную энергию, жидкость начнет самопроизвольно двигаться по капилляру. В вертикальном капилляре жидкость будет подниматься до тех пор, пока поверхностные силы не будут уравновешены весом стол­ба жидкости. Высоту столба жидкости можно охарактеризовать гидростатическим давлением, соответственно уравновешивающие его в капилляре поверхностные силы можно представить как капиллярное давление. Капил­лярное давление рц связано с радиусом капилляра следующим соотношением:

рк = 2-a-cose/r (3.14)

Капиллярное давление выражает разность давления в смачивающей и несмачивающей фазах. Оно направ­лено в сторону несмачивающейся фазы. В зависимости от характера смачиваемости породы капиллярное давление может способствовать вытеснению нефти из породы или же препятствовать ему.

Под действием капиллярного давления смачивающая фаза может самопроизвольно впитываться в порис­тую среду, вытесняя из нее несмачивающую фазу.

Так как смачивающая жидкость обладает меньшей свободной поверхностной энергией, а мелкие поры — большей удельной поверхностью, то смачивающая и несмачивающая фазы самопроизвольно перераспределяются в пористой среде таким образом, чтобы смачивающая фаза занимала мелкие поры, а не смачивающая — крупные. При таком распределении фаз достигается минимум свободной поверхностной энергии. Явление, при котором смачивающая жидкость внедряется в пористую среду исключительно под действием капиллярных сил, называется капиллярной пропиткой.

Рис. 3.8. Характер вытеснения нефти водой в гидрофобном (а) и гидрофильном (б) пластах.

На рис. 3.8 показан характер вытеснения нефти водой из гидрофобного и гидрофильного пластов. В гид­рофобной породе вода как несмачивающая фаза движется по наиболее широким порам, а нефть - смачивающая фаза, покрывает поверхность зерен и остается в сужениях поровых каналов. Капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей фазы (воды), препятствует проникновению воды в мелкие поры, занятые нефтью. В гидрофильной породе вода под действием капиллярного давления вытесняет нефть из сужений в крупные поры. В них нефть после вытеснения остается в виде отдельных капель, окруженных водной фазой. Общее количество ос­таточной нефти в гидрофильных коллекторах значительно меньше по сравнению с гидрофобными. Особенно важ­ную роль капиллярная пропитка играет в породах с сильно неоднородными коллекторскими свойствами и порис­то-трещиноватых коллекторах.

Адсорбция.

Избыточную поверхностную энергию многофазной системы можно уменьшить путем снижения поверх­ностного натяжения за счет адсорбции на границах раздела фаз активных компонентов, содержащихся в жидко­стях. Вещества, способные адсорбироваться на поверхности раздела фаз, называются поверхностно-активными (ПАВ). Молекулы этих веществ состоят из полярной и неполярной групп. Находясь на поверхности, они ориенти­руются таким образом, чтобы поверхностное натяжение на границе раздела фаз было минимальным. На поверхно­сти раздела концентрируются компоненты, которые наиболее сильно снижают поверхностное натяжение, соответ­ственно концентрация их в объеме фазы становится меньше. Поэтому под адсорбцией понимают самопроизволь­ное перераспределение компонентов на поверхности и в объеме фазы.

Нефти в той или иной степени содержат поверхностно-активные вещества — нефтяные кислоты, асфаль-тосмолистые вещества и др. Адсорбция их на поверхности породы может являться причиной ее гидрофобного ха­рактера смачиваемости.

Для повышения нефтеотдачи синтетические поверхностно-активные вещества (ПАВ) добавляют в закачи­ваемые в пласт воды, улучшая тем самым характер смачиваемости породы, снижая поверхностное натяжение и уменьшая действие поверхностных и капиллярных сил, препятствующих полному вытеснению нефти.