Нефте -, газо -, водонасыщенность горных пород

Размещено на http://www.allbest.ru/

Нефте -, газо -, водонасыщенность горных пород

При формировании нефтяных и газовых залежей происходит процесс вытеснения воды нефтью или газом. При этом часть воды всегда остается в самых тонких каналах, а иногда и в виде пленки на гидрофильных участках их поверхности. Следует сказать, что в нефтенасыщенных породах эта пленка не образует связанной системы и ее неоднородность и разорванность определяются активностью нефти на границах раздела фаз, а также минерализацией пластовой воды. С увеличением концентрации солей в воде увеличивается степень гидрофобизации поверхности породы вследствие десольватирующего действия ионов солей. В поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород нефть, вода и газ присутствуют в различных объемах и имеют различное распределение, которое зависит от характера смачивания поверхности каналов фильтрации.

Гидрофобность коллекторов обусловлена, в основном, адсорбцией активных компонентов, содержащихся в нефтях. Например, исследования коллекторов Пермской области и Удмуртии показали, что смачиваемость поверхности тесно связана с содержанием в нефтях металлопорфириновых комплексов ванадия. Зависимость между интегральным показателем смачивания и количеством металлопорфириновых комплексов ванадия в нефтях описывается уравнением

где А - индекс Амотта-Гервея

С - концентрация металлопорфириновых комплексов ванадия, мг/100г.

Вопрос о природе гидрофобности коллекторов пока изучен недостаточно. Вместе с тем, от характера распределения пластовых жидкостей в поровом пространстве зависит ряд петрофизических величин (например, удельное электрическое сопротивление, коэффициент фазовой проницаемости, коэффициент нефтевытеснения).

Отношения Vн/Vпор, Vв/Vпор, выраженные в процентах или в долях единицы, обозначаются соответственно Кнн, Квн, называются коэффициентами нефтенасыщенности и водонасыщенности и используются для оценки степени насыщения порового пространства. Коэффициент нефтенасыщенности в природе может достигать 95%. При этом величина коэффициента остаточной водонасыщенности соответственно составляет всего 5%. Такие коллектора встречаются не часто и являются, как правило, преимущественно гидрофобными. Высокая нефтенасыщенность и повышенная гидрофобность поверхности присуща высокопроницаемым карбонатным коллекторам мелкокавернозно-порового типа. Обычно нефтенасыщенность продуктивных коллекторов составляет 50-70%. Предельно высокие значения коэффициента нефтенасыщенности характерны для верхних частей водоплавающих залежей в пластах большой мощности. Зоны предельного насыщения и недонасыщения разделяет водонефтяной контакт. Зона недонасыщения (переходная зона) может иметь толщину от долей метра до 30-40 м. Часть запасов нефти в этой зоне может иметь промышленное значение. Граница промышленной нефтенасыщенности в переходной зоне устанавливается по результатам исследования фазовых проницаемостей в виде некой критической нефтенасыщенности. Состояние свободной и связанной воды в переходной зоне определяется свойствами всех фаз системы и степенью нефтенаысщенности пород. Для оценки величины и строения переходной зоны используют геофизические и лабораторные методы исследований. В последнем случае изучают характер кривых капиллярного давления. При этом полагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах проникает до высоты, где капиллярное давление уравновешивается гидростатическим, то есть справедливо соотношение:

Pк=gh??

горный водонасыщенность природа

Отсюда

Так как капиллярное давление есть функция водонасыщенности, тогда

Средняя водонасыщенность в переходной зоне однородного объекта определяется как:

В природе характер изменения водонасыщенности по высоте переходной зоны носит весьма сложный характер, определяющийся геологической неоднородностью пористой среды.

Количество остаточной воды в породах в значительной степени зависит от характера строения порового пространства. В практике подсчета запасов часто используют зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости. Такие зависимости обычно имеют вид Ков= А/КВ и в случае, когда аргументом является коэффициент проницаемости, характеризуются достаточно высокими коэффициентами корреляции. Еще более тесной корреляционной связью характеризуются зависимости Ков=f[(Кпр/Кп)0,5].

По характеру связи воды с породой выделяют химически связанную, физически связанную и свободную воду. К категории химически связанной относится вода конституционная и кристаллизационная, к физически связанной - вода адсорбционная или гигроскопическая, образовавшаяся за счет действия адсорбционных сил на поверхности гидрофильных минералов, к свободной - вода, содержащаяся в капиллярах.

В связи с тем, что процессы нефтедобычи связаны с наличием в пористой среде остаточной водонасыщенности в виде адсорбционной и капиллярно удерживаемой воды, мы здесь не станем рассматривать химически связанную воду. В отношении этого типа воды важно знать, что она выделяется при температурах выше 110 оС, и процесс сопровождается изменением кристаллической решетки минералов и химического состава породы.

В соответствии с современными представлениями о строении и структуре свободной и связанной воды ее молекула имеет тетраэдрическое строение с двумя положительными и двумя отрицательными полюсами. Такое строение обусловливает специфическую структуру жидкой воды, образованную относительно прочными водородными связями между ее молекулами (около 5-6 ккал/моль). Принимается, что жидкая вода имеет исходную решетку льда, размытую трансляционным движением ее молекул. Трансляционное движение молекул воды состоит из колебаний атомов около временных положений равновесия и скачкообразных перемещений их из одного положения равновесия в другое. Молекулы воды в среднем совершают около 1000 колебаний в секунду, а средняя частота активированных скачков молекул для чистой воды около 6 миллионов скачков в секунду. Наличие в воде сильно полярных молекул, направленных водородных связей, аномально высокое значение межмолекулярного эффекта, влияние которого определяется температурой, обусловливает многие особенности воды.

Методы определения количества остаточной воды

Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной водонасыщенности в породе получены при анализе керна, добытого с применением растворов на нефтяной основе, при условии, что фильтрат их не проникает в породу и не изменяет ее первоначального насыщения. После подъема на поверхность такие образцы маркируют и помещают в углеводородную жидкость, а нефте - водонасыщенность определяют путем экстрагирования их в приборах С.Л. Закса. В качестве растворителя используют толуол, температура кипения которого 110 оС. Нефте-, водонасыщенность определяют по массе образца до и после экстракции и по объему воды, попавшей в ловушку аппарата Закса. Метод приемлем только в случае, когда керн поднимается из части пласта с возможной максимальной нефтенасыщенностью для соответствующих геолого-физических условий залегания пород. Если в породе присутствует свободная вода, то под действием градиентов давления, возникающих при проникновении углеводородной основы бурового раствора, часть ее может оказаться замещенной на углеводородную жидкость, что приводит к искажению результатов.

В большинстве случаев пласты вскрываются на обычных глинистых буровых растворах, характеризующихся определенной водоотдачей. При этом часть нефти из пористой среды вытесняется фильтратом бурового раствора, что искажает результаты исследований. Некоторые исследователи считают, что в этом случае можно определить величину остаточной нефтенасыщенности и оценить коэффициент вытеснения нефти водой. Однако современные тщательные исследования показывают, что это не совсем то, что обычно получают при вытеснении нефти из линейных моделей пористых сред в ходе лабораторной оценки коэффициента нефтевытеснения при соблюдении определенных условий подобия и требований к подобным экспериментам. С уменьшением вязкости нефти погрешность оценки коэффициента вытеснения по результатам измерения нефте - водонасыщенности пород по керну увеличивается из-за потери части нефти при дегазации ее в процессе подъема на поверхность.

Наиболее достоверным из косвенных методов оценки коэффициента остаточной водонасыщенности считается метод полупроницаемой мембраны. Сопоставление результатов оценки коэффициента остаточной водонасыщенности установленных прямым и косвенным методом для терригенных и карбонатных коллекторов Ельниковского месторождения Удмуртии и Арланского месторождения Башкирии подтвердили достаточную точность метода полупроницаемой мембраны.

Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды

Расход жидкости через единичный капилляр в соответствии с законом Пуазейля и с учетом молекулярного взаимодействия воды с твердой поверхностью равен

где h - толщина слоя жидкости, удерживаемая силами молекулярного взаимодействия со стенками капилляра и не участвующая в движении под действием приложенного градиента давления.

,

где R - радиус капилляра; L - длина капилляра; ?P - перепад давления; a - межмолекулярное расстояние; А - константа Ван-Дер-Ваальса.

Степень молекулярного взаимодействия воды с твердой поверхностью можно оценить по величине работы адгезии (Wa), которая определяется уравнением Дюпре-Юнга

,

где ? - поверхностное натяжение жидкости; Q - краевой угол смачивания.

После оттеснения подвижной воды в капилляре обнажается слой, удерживаемый силами молекулярного взаимодействия с поверхностью капилляра. Образовавшаяся система стремится прийти в такое состояние, энергия которого минимальна, т.е., если Q отличается от нуля, оставшаяся пленка воды тут же стремится стянуться в каплю, площадь поверхности которой соответствует работе, затраченной на ее образование. Вместе с тем при взаимодействии двух объемов одной и той же жидкости (пленки и отступающей воды), находящихся в контакте, происходит полное смачивание. Значит работа адгезии, приходящаяся на единицу площади их контакта, составляет Wa=2?. Таким образом, если пленка на поверхности капилляра находится в контакте с отступающей водой при Q>0, она непременно станет перемещаться вслед за последней. Очевидно, что в этом случае скорость вытеснения должна быть такой, чтобы не произошло отрыва вытесняемой воды от пленки. Из уравнения (1) средняя скорость фильтрации (V) в капилляре с учетом молекулярного взаимодействия жидкости с поверхностью может быть определена как

Из выражения (2) следует, что при уменьшении молекулярного взаимодействия с поверхностью канала фильтрации толщина пленки уменьшается. Вероятно, в капилляре с гидрофобной поверхностью никакой адсорбции молекул воды не происходит. Поэтому на границе гидрофильного и гидрофобного участков в канале фильтрации направление действия капиллярного давления меняется, а скорость течения воды резко возрастает, что может привести к отрыву ее от пленки. Тогда пленка жидкости останется в капилляре в виде изолированной капля на границе гидрофильного и гидрофобного участков, которая в этом случае играет роль барьера. В тонких капиллярах капли могут слиться и образовать двояковогнутые линзочки, препятствующие движению не смачивающей жидкости.

В свете изложенного при моделировании остаточной водонасыщенности в образцах пород методом полупроницаемой мембраны становится не безразличным, из какой части пласта они отобраны. Образцы из нефтяной части пласта характеризуются частичной гидрофобностью поверхности каналов фильтрации. При моделировании остаточная вода в них занимает, во-первых, объем порового пространства, связанный каналами малого радиуса. Во-вторых, часть воды остается в крупных каналах в виде капель. Поэтому в частично гидрофобных породах содержится больше остаточной воды, чем в таких же по строению порового пространства гидрофильных образцах.

Таблица

Если не учитывать характер смачивания поверхности пород при получении петрофизических зависимостей, используемых при интерпретации материалов ГИС, можно существенно (на 10-15%) завысить величину начальной нефтенасыщенности и неправильно подсчитать запасы нефти в залежи. При проведении экспериментов по вытеснению нефти водой на преимущественно гидрофильных образцах из водоносной части пласта величина коэффициента вытеснения всегда выше (на 5-10%), чем полученная на таких же по коллекторским характеристикам образцах из нефтяной части пласта. То есть, если не учитывать характер смачивания поверхности каналов фильтрации при проведении подобных экспериментов, можно получить завышенные характеристики вытеснения и сделать неправильные выводы относительно добывных возможностей коллекторов, слагающих продуктивные пласты.

Размещено на Allbest.ru