Физика нефтяного пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Пористость горных пород. Виды пористости. Происхождение пор. Форма пор. Размер пор

Пористость горных пород понимается как наличие в ней пустот, трещин, каверн и пор, не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность горной породы вмещать в себя нефть, газ и воду [4].

По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным - поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например вследствие доломитизации) и др.

Структура порового пространства обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом горных пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм (0,2 мкм);

По крупным (сверкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически не проницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную.

Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной пористостью) или теоретической пористостью, который представляет собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или в процентах. Пористость породы характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости :

(1)

где - суммарный объем пор, - видимый его объем.

Отношение суммарного объема всех пустот в породе ко всему объему породы называют коэффициентом пористости:

(2)

где - суммарный объем всех пустот в породе, - весь объем породы

Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы зерен, составляющих горную породу, характера их взаимного расположения и наличия вещества, цементирующего прослои между зернами. Форма частиц горной породы бывает самой различной. Если представить, что горная порода состоит из мелких, одинакового размера частиц, то суммарный объем пор в горной породе при этом будет зависеть только от взаимного расположения частиц горной породы.

Необходимо также учитывать, что между частицами породы присутствуют различные склеивающие прослойки, уменьшающие размер пор или полностью их перекрывающие.

Важным показателем для скопления в горных породах нефти, газа или воды является сообщаемость пор друг с другом. Чем больше сообщающихся пор, пустот и трещин в осадочной породе, тем лучше нефть, газ и вода перемещаются по пласту.

Некоторая часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не участвуют в разработке. В то же время изолированные поры в некоторых случаях могут быть заполнены газом или водой. В этой связи выделяют открытую пористость - отношение объема открытых пор к объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида (нефть, газ) и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью (доли единицы или проценты) [2].

Динамическую или эффективную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием сил, соизмеряемых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

2. Термические способы увеличения нефтеотдачи пластов

Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР были начаты в 30-е годы А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброваем. С тех пор тепловые методы прошли значительный путь теоретических, лабораторных и промысловых исследований.

К термическим способам увеличения нефтеотдачи пластов относятся [1]:

1) закачка в пласт горячей воды и водяного пара;

2) способ использования внутрипластового горения;

При нагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. При соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя образуется зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта.

Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в горячей зоне, а в дальнейшем и сопротивлений всего обрабатываемого участка. При этом повышаются темпы отбора нефти. Со временем прогреваются и включаются в разработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты холодной водой.

По расчетным данным, при нагнетании горячей воды (t=170 ) прирост нефтеотдачи достигает 16-17% при высокой начальной вязкости нефти (250-300 мПас) и продолжительности процесса не менее 8-10 лет. Для нефтей с вязкостью 151 и 32,6 мПас соответствующие приросты нефтеотдачи составят 8-11 и 4-5%.

Если в пласт нагнетается водяной пар нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура снижается до температуры насыщенного пара (т.е до точки кипения воды при пластовом давлении. На нагрев пласта действует скрытая теплота преобразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температуры пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара, пока используется вся скрытая теплота парообразования. Затем пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. Нефть вытесняется остывшим конденсатом. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного и перегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя, наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснении нефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше теплоты, чем вода.

Рассмотрим процессы происходящие в пласте при извлечении нефти с помощью внутрипластового горения.

Горная порода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразное горючее с высокой степенью зольности (95-85%). Сущность метода заключается в том, что это горючее поджигается и его горение поддерживается нагнетанием в пористую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом).

Нефть поджигается через скважину при помощи различных средств (электрических и огневых горелок, химическими методами). Предварительно разогретая порода далее нагревает движущийся через нее окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которой поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается в глубь пласта. Горячие продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть. Процесс автотермический, т.е. продолжается непрерывно за счет образования. продуктов для горения (типа кокса). Механизм горения и передвижения его очага следующий.

Суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Горючим является также газ. Но процесс может проходить и при дегазированной нефти. Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. При значительной нефтенасыщенности пород нефть из пласта должна быть вытеснена газом настолько, чтобы была возможна циркуляция окислителя.

3. Проницаемость горных пород. Линейный закон фильтрации. Аппаратура для измерения проницаемости

Проницаемость - фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически мало и совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глина, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным диаметры пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей - совместное движение нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется газ или воздух, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют их физико-химические свойства [2].

Фазовой называется проницаемость для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и из физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости [4]:

где - скорость линейной фильтрации, R - коэффициент проницаемости, - динамическая вязкость жидкости, - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

Подставляя значение в формулу (3) и решая относительно R получим

где Q - объемный расход жидкости через породу, F - площадь поперечного сечения образца.

По формуле (4) определяется коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

Размерность коэффициента в международной системе (СИ) является . Эта размерность получается, если в формулу подставить размерности

Таким образом, в Международной системе за единицу проницаемости в 1 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 составляет 1 .

Физический смысл размерности (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и по различным жидкостям приводит к необходимости моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур.

Поэтому для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы - все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы (рис. 1).

Рис. 1 - Схемы приборов для определения проницаемости пород: 1 - кернодержатель; 2- расходомер; 3 - устройство, создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4 - измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль.

Различаются приборы лишь по величине давления - большое, малое, вакуум и способу определения проницаемости - по воздуху или по жидкости.

Кроме стационарных приборов (рис.1,а), для измерения проницаемости используются также упрощенные устройства (рис.1,б). В этом случае образец в кернодержателе одной стороной соединен с атмосферной трубкой, конец которой опущен под уровень воды. Создав через вентиль 7 разрежение под керном, уровень воды в трубке поднимают на некоторую высоту. После закрытия этого вентиля фильтрация воздуха через керн осуществляется под действием переменного разрежения, характеризующегося высотой столба воды в трубке. Мерой проницаемости породы служит (при постоянстве размеров образца) время опускания мениска в трубке в заданном интервале [2].

Фазовые проницаемости, кроме насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойств конкретной пластовой системы. В результате фактические показатели иногда значительно отклоняются от расчетных. Поэтому при определении зависимости относительных проницаемостей от насыщенности используют более сложные установки, позволяющие моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз. Такие установки обычно состоят из следующих основных частей: 1) приспособления для приготовления смесей и питания керна; 2) кернодержателя специальной конструкции; 3) приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа; 4) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды; 5) приборов контроля и регулирования процесса фильтрации.

4. Электрокинетические явления в пористых средах. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде

Электрокинетические явления связаны с наличием ионно-электростатических полей у границ поверхностей в растворах электролитов (двойной электрический слой). Распределение ионов в электролите у заряженной поверхности пористой среды имеет диффузный характер, то есть противоионы не расположены в каком-то одном слое, за пределами которого электрическое поле отсутствует, а находятся у поверхности в виде «ионной атмосферы», возникающей вследствие теплового движения ионов и молекул жидкости. Концентрация ионов, наибольшая вблизи адсорбированного слоя, убывает с расстоянием от твердой поверхности до тех пор, пока не сравняется со средней их концентрацией в растворе [2].

Область между диффузной частью двойного слоя и поверхностью твердого тела называют плотной частью двойного электрического слоя (слой Гельмгольца).

На рис.2 схематически показано распределение потенциала в двойном электрическом слое (при отсутствии специфической, то есть неэлектростатической, адсорбции). Толщина плотной части d двойного электрического слоя приблизительно равна радиусу ионов, составляющих слой. Толщина диффузной части двойного слоя в очень разбавленных растворах составляет несколько сотен нанометров.

При относительном движении твердой и жидкой фаз скольжение происходит не у твердой поверхности, а на некотором расстоянии, близком к молекулярному. Интенсивность электрокинетических процессов характеризуется не всем скачком потенциала между твердой фазой и жидкостью, а его значением между частью жидкости, неразрывно связанной с твердой фазой, и остальным раствором (электрокинетический потенциал).

Рис.2 - Распределение потенциала в двойном электрическом слое: - потенциал между поверхностью твердого тела и электролитом (термодинамический потенциал); - потенциал диффузной части двойного слоя (электрокинетический потенциал)

Наличие двойного электрического слоя на границах разделов способствует возникновению электрокинетических явлений (электроосмоса, электрофореза, потенциала протекания и др.). При движении электролита в пористой среде образуется электрическое поле (потенциал протекания). Если на пористую среду действует электрическое поле, то под влиянием ионов приходит в движение раствор электролита в связи с тем, что направленный поток избыточных ионов диффузного слоя увлекает за собой массу жидкости в пористой среде под действием сил трения и молекулярного сцепления. Этот процесс называется электроосмосом. При действии электрического поля на взвесь дисперсных частиц происходит движение дисперсной фазы. Это называется электрофорезом. В таком случае частицы раздробленной твердой или жидкой фазы переносятся к катоду или аноду в массе неподвижной дисперсной среды.

Количественно зависимость скорости эктроосмоса от параметров электрического поля и свойств пористой среды и жидкостей описывается формулой Гельмгольца-Смолуховского:

где - расход жидкости под действием электроосмоса; S - суммарная площадь поперечного сечения капиллярных каналов пористой среды; - падение потенциала в подвижной части двойного слоя (дзета-потенциал); D - диэлектрическая проницаемость; - градиент понтенциала; Е - потенциал, приложенный приложенный к пористой среде длиной L; - вязкость жидкости.

Дросселирование - эффект уменьшения давления газового потока при его движении через сужения в каналах. Дроссельным называется термодинамический процесс, характеризующийся постоянством энтальпии [2].

Вследствие адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, незначительно влияет на температурные изменения внутри пласта и забоев действующих скважин вследствие большой теплоемкости горных пород.

Заметные изменения температуры на забоях скважин происходят вследствие дроссельного процесса. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона, который представляет собой частую производную от температуры Т по давлению p, при постоянной энтальпии Н.

Температурные изменения при фильтрации через пористую среду жидкостей и газов зависят от перепада давлений , между пластом () и забоем () и определяются формулой

где - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона.

Значения интегрального коэффициента для нефти изменяются в пределах от 0,4 до 0,6 /МПа, для воды - 0,235/МПа. При дроссельном процесса повышение температуры нефтей достигает 5-6 на 10МПа депрессии. Для углеводородных газов дифференциальные коэффициенты находятся в пределах - (3-6)/МПа.

Дроссельный эффект используется в промысловой практике для установления зон притока нефти, воды и газа. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа - охлаждение. Различие в значениях для воды, нефти и газа позволяет по температурным изменениям призабойной зоны отбить в пласте также и границы перехода нефть-вода, нефть-газ, вода-газ.

Тепловые явления в пластах и скважинах положены в основу новых методов исследования строения залежей и коллекторских свойств пласта.

5. Фазовые проницаемости для нефти и воды

В породах нефтяных месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютной проницаемости. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой среды [3]. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двух- или трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:

(9)

(10)

где - расходы в единицу времени воды и нефти соответственно; - эффективные проницаемости для нефти и воды соответственно; и - абсолютные вязкости нефти и воды соответственно; - площадь фильтрации; - градиент давления.

Относительная фазовая проницаемость для нефти и воды может быть выражена как функция водонасыщенности пористой среды и объема связанной воды.[2]

(11)

(12)

где и - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно.

Эксперименты показали, что фазовые проницаемости всегда меньше, чем абсолютные, даже если в пористой среде осуществляется однофазная фильтрация. Например, при остаточной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти ниже абсолютной. То же самое относится и к фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности.

Сложное взаимодействие породы с фильтрующимися через нее жидкостями предопределяет своеобразие относительных фазовых проницаемостей в каждом конкретном случае. Исследование факторов, влияющих на характер относительных фазовых проницаемостей посвящены работы зарубежных и Российских ученых.

Рассматривая, например, влияние строения порового пространства на характер относительных фазовых проницаемостей, исследователи отмечают, что наиболее существенные различия наблюдаются для пород, относящихся к различным структурным типам. Ухудшение отсортированности песчаников или переход от мелко- к крупнозернистым песчаникам приводит к смещению зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в сторону меньшей водонасыщенности.

С улучшением смачиваемости поверхности водой увеличивается фазовая проницаемость для несмачивающей фазы, а для воды наоборот снижается, что приводит к смещению кривых в сторону увеличения водонасыщенности. Эти отличия обусловлены различным характером распределения нефти и воды в поровом пространстве пород с различными физико-химическими свойствами поверхности. В гидрофильных породах вода, как смачивающая фаза, занимая более тонкие каналы, становится менее подвижной. К тому же она сильнее взаимодействует с гидрофильной поверхностью. Нефть в этом случае располагается на определенном расстоянии от стенок каналов фильтрации и может быть достаточно подвижной. Существенную роль при этом играет химический состав пород.

На характер зависимостей относительных фазовых проницаемостей оказывает влияние физико-химические свойства нефтей. Степень взаимодействия их с поверхностью пород и нагнетаемой водой определяется, в основном, наличием активных компонентов - асфальто-смолистых веществ, парафинов, смол. При вытеснении водой активных нефтей на границах раздела фаз образуются межфазные пленки различной прочности, снижающие относительную проницаемость для нефти. Адсорбция активных компонентов на поверхности пород приводит к их гидрофобизации, что также вызывает изменение относительных проницаемостей. Изменение реологических характеристик пластовых жидкостей, например, вследствие повышения температуры, приводит к изменению характера фильтрации и, соответственно, отражается на относительных проницаемостях для нефти и воды.

В последние несколько десятилетий широкое распространение получают физико-химические методы воздействия на пласт. Заводнение с растворами химреагентов это сложный процесс, сопровождающийся изменением компонентного состава фаз, гидродинамических параметров потоков и др. Например, растворы щелочей способны изменить характер смачиваемости поверхности пород, особенно терригенных, резко снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью, образуют стойкие водонефтяные эмульсии.

Нагнетание оторочки раствора щелочи в терригенные породы приводит к расширению области двухфазной фильтрации, увеличению относительной проницаемости для нефти и снижению подвижности воды. То есть, наблюдается картина, характерная для процесса гидрофилизации поверхности.

Щелочное заводнение в карбонатах чаще всего сопровождается лишь увеличением относительной подвижности нефти в то время, как относительная проницаемость для воды остается неизменной. Одной из причин этого возможно является отсутствие изменений свойств поверхности карбонатов на границе с раствором щелочи. Поэтому изменение условий фильтрации здесь связано только со снижением межфазного натяжения и изменением свойств самой нефти в ходе реакции содержащихся в ней активных компонентов со щелочью. Заводнение с другими химическими веществами по разному влияет на характер фильтрации нефти и воды.

Нагнетание оторочек растворов сульфонола НП-3 или алкилсульфоната в карбонатные породы вызывало изменения фазовых проницаемостей, характерные для щелочного заводнения в известняках. Закачка анионактивных ПАВ, композиций на их основе с гидроокисью натрия и НП-3 с кальцинированной содой в терригенные породы вследствие некоторой гидрофилизации поверхности кварцевых песчаников позволяет снизить подвижность смачивающей фазы. Проницаемость же для нефти остается неизменной.

Разное влияние на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве оказывают неионогенные ПАВ типа ОП-10, которые, адсорбируясь, в зависимости от характера первоначальной смачиваемости поверхности могут гидрофобизовать или, наоборот, гидрофилизовать ее.

Полимерное заводнение сопровождается снижением проницаемости пористой среды как для нефти, так и для воды. Соотношение величин этого снижения определяет эффективность или неэффективность полимерного заводнения с точки зрения механизма фильтрации пластовых жидкостей.

Таким образом, изучение характера фильтрации несмешивающихся жидкостей с помощью фазовых проницаемостей в комплексе с другими исследованиями может способствовать более глубокому пониманию механизма вытеснения нефти водой и растворами химических веществ.

6. Кинетический гистерезис смачивания. Свойства поверхностных слоев

В пластовых условиях чаще всего наблюдаются неустановившиеся процессы, происходящие на поверхностях раздела фаз. Внешне при таком процессе угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения менисков в капиллярных каналах.

Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания [2].

Гистерезис зависит от направления движения периметра смачивания, то есть от того происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой (рис.3).

Рис.3 - Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале

Угол, образующийся при вытеснении нефти водой (), принято называть наступающим, а угол образующийся при вытеснении воды нефтью) - отступающим. При этом отступающий, наступающий , и статический углы всегда находятся в соотношении.

Гистерезис смачивания зависит от скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности, а также от адсорбции на ней веществ и шероховатости твердого тела. С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды вследствие гистерезисных явлений наступающий угол смачивания возрастает и может стать больше 90, если даже в статических условиях поверхность капилляра гидрофильна.

Причины гистерезиса еще недостаточно изучены. Одни исследователи считают, что он обусловлен силами трения, вызываемыми неровностью поверхности, так как на полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо. Другие наиболее вероятной считают молекулярную природу гистерезиса, зависящего от прочности сцепления с твердой поверхностью молекул соприкасающихся фаз. При вытеснении из пор нефти водой приходится удалять с твердой поверхности адсорбированные молекулы полярных компонентов нефти. Поэтому возникает дополнительное сопротивление растеканию воды по поверхности. В зависимости от порядка смачивания значение этих сих сопротивления неодинаково, чем и обусловлено различие отступающих и наступающих углов.

Следует учитывать, что если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности больше энергии сцепления молекул жидкости, то вытесняемая жидкость оставляет на поверхности пленку толщиной, соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил. Это - одна из причин образования остаточной пленочной нефти в пласте.

В пластовых условиях гистерезис смачивания осложняется влиянием остаточной воды, которая, по-видимому, способствует улучшению смачивания поверхности капиллярных каналов вытесняющей водой.

О структуре поверхностного слоя существуют различные предположения. Многие исследователи связывают образование пристенных слоев с поляризацией молекул и их ориентацией от поверхности твердого тела во внутренние области жидкости с образованием сольватных слоев. Сольватными называют полимолекулярные слои ориентированных молекул, адсорбирующихся поверхностью зерен породы. Сольватные пристенные слои в порах пласта, заполненных нефтью, состоят их поверхностно-активных и других компонентов нефти.

Особенно сложное строение имеют слои нефти, контактирующие с горными породами пласта, так как взаимодействие поверхностно-активных веществ с минералами очень многообразно. Замечено, например, что реагенты, применяемые во флотационной технике, могут закрепляться на поверхности минерала как в форме обычных трехмерных пленок, образующих самостоятельную фазу на поверхности минеральных частиц, так и в виде поверхностных соединений, не имеющих определенного состава и не образующих отдельной самостоятельной фазы. Наконец, реагенты могут концентрироваться в диффузионной части двойного электрического слоя, а не на поверхности раздела фаз. Поверхностно-активные компоненты, по-видимому, всегда концентрируются не только на поверхности, но и в трехмерном объеме вблизи поверхности раздела.

Многими исследователями были сделаны попытки измерять толщину пленки различных жидкостей на твердых телах. Так, например, по результатам измерений Б.В. Дерягина и М.М. Кусакова, толщина смачивающих пленок водных растворов солей на различных твердых плоских поверхностях составляет около 0,1 мкм. По результатам исследований И.Л. Мархасина, толщина граничного слоя нефти ряда месторождений Башкирии, остающегося на поверхности кварцевого песка, в результате вытеснения при реально существующих градиентах давлений может достигать 2-3 мкм. Эти слои отличаются от остальной части жидкости структурой и механическими свойствами - упругостью на сдвиг и повышенной вязкостью. Установлено, что свойства жидкости в поверхностном слое изменяются также вследствие ее сжатия. Например, плотность адсорбированной силикагелем воды, по некоторым измерениям, составляет 1027-1285 кг/.

Особыми свойствами также обладают адсорбционные и связанные с ними сольватные оболочки на разделах фаз в нефтяном пласте. Некоторые составные части могут образовывать гелеподобные структурированные адсорбционные слои (с необычными - аномальными свойствами) с высокой структурной вязкостью, а при высоких степенях насыщения адсорбционного слоя - с высокими упрогостью и механической прочностью на сдвиг.

Исследования показывают, что в состав поверхностным слоев на разделе нефть-вода входят нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы высокомолекулярных смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, а также частицы минеральных и углеродистых суспензий. Предполагается, что поверхностный слой на разделе нефть-вода образуется в результате скопления минеральных и углеродистых частиц, а также микрокристаллов парафина под влиянием избирательного смачивания водной фазой гидрофильных участков их поверхности. Адсорбирующиеся на этой же поверхности раздела асфальто-смолистые вещества, переходящие в гелеобразное состояние, цементируют частицы парафина и минералов в монолитный слой. Поверхностный слой еще более утолщается вследствие сольватации гелей асфальто-смолистых веществ со стороны нефтяной фазы.

Особые структурно-механические свойства механических слоев обусловливает стабилизацию различных систем, в частности высокую устойчивость некоторых водо-нефтяных эмульсий.

Существование адсорбционных слоев на разделе остаточная вода-нефть, по-видимому, оказывают также некоторое задерживающее влияние на процессы смешивания нагнетаемых в пласт вод с остаточными.

фильтрация пористость проницаемость нефть

Библиографическое описание

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов, 4-е изд., стереотипное. - М.: Недра, 2005. 311 с.

2. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И.. Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. 541 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. Для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1998. 365 с.

4. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет, 2004. 720 с.

Размещено на Allbest.ru