Диссертация (1173035), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Для возникновения избирательной смачиваемости благоприятно взаимодействие нефти с гидрофобныморганическим материалом (например, керогеном), в то время как тонкие прослойки связанной воды находятся на стенках пор [32]. Также, для учитывая влияние структурных неоднородностей пласта на микроуровне и связь между размерами пор и состоянием их поверхности, было введено понятие «микроструктурнаясмачиваемость» [63]. Микроструктурная смачиваемость может влиять на капиллярное давление, остаточные водо- и нефтенасыщенность, форму кривых относительных фазовых проницаемостей, электрические свойства коллекторов при неизменности внутрипоровой структуры [60, 80].Гомогенная(однородная)Таблица 1.1 – Типы смачиваемости [по 32, 62]Гидрофильная – смачивание водойНейтральная (промежуточная)Гидрофобная – смачивание нефтьюСмешанная (фракционная) – одновременноеналичие гидрофильных и гидрофобныхСмачиваемостьучастков поверхностиГетерогеннаяИзбирательная – малые поры гидрофильны,(неоднородная) гидрофобные участки образуют непрерывные пути в крупных порахМикроструктурная – смешанная смачиваемость на микроуровнеСчитается, что естественным состоянием поверхности пор горных пород является гидрофильность [32, 99], и основной причиной, изменяющей ее, являетсянефть, а точнее полярные соединения, содержащиеся в смолах и асфальтенах.Пластовые давление и температура, а также состав нефти определяют растворимость данных полярных компонентов: если эта растворимость низкая, то нефтьбудет сильнее изменять смачиваемость, чем в случае высокой растворимости [95].Гидрофильная пора контактирует с водой с образованием двойного электрического слоя у поверхности.
При наличии внутри поры свободной нефти поверхности контакта вода-нефть и вода-пора взаимодействуют между собой за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых сил [123]. Результирующая сила называется15расклинивающим давлением, зависит от составов нефти и пластовой воды и определяет характер взаимодействия: отрицательная притягивает поверхности, положительная – разделяет. Существование двойного слоя является основополагающим фактором для изменения смачиваемости: дестабилизация водной пленки засчет конкуренции капиллярного и расклинивающего давлений, а также особенностей минерального состава породы и пластовой воды (особенно наличие ионовCa2+ и Mg2+, а также высокой минерализации) приводит к тому, что естественныеПАВ, содержащиеся в нефти (нафтеновые кислоты, асфальтены и т.
д.) закрепляются на поверхности поры и частично гидрофобизируют ее [53, 99, 104, 152]. Приэтом, карбонатные породы более расположены к гидрофобизации нежели терригенные, в которых заметное влияние оказывает наличие карбонатного цемента иорганических остатков [144].Рисунок 1.1 – Схематичное изображение распределение флюидной системы впорах при различных типах смачиваемости [44]Характеристика смачиваемости пласта может быть изменена искусственнокак во время бурения (например, за счет внедрения фильтрата бурового раствора),так и при целенаправленном воздействии различных поверхностно-активных веществ [51, 81, 156].
На смачиваемость породы может повлиять различие в минерализациях пластовой воды и закачиваемой при заводнении, а также применение16термальных методов интенсификации добычи: к примеру, повышение температуры гидрофобизирует кварц [144], но увеличивает гидрофильность кальцита [8,121].Параметр смачиваемости часто недооценивается при петрофизических исследованиях и интерпретации ГИС. Традиционно смачиваемость рассматриваетсяв контексте разработки месторождений как важный фактор, влияющий на динамические процессы и массоперенос флюидов в пласте. Поведение флюидной системы в нефтяном пласте-коллекторе значительно отличается для гидрофильныхи гидрофобных пород и зависит от степени гидрофобизации [45, 127]. При использовании заводнения для поддержания пластового давления на месторождениях,где коллекторы представлены гидрофобными породами, коэффициенты вытеснения нефти крайне низкие (Рисунок 1.2), и уже на начальном этапе может произойти прорыв воды и обводнение скважин.
При этом дальнейшее попытки както увеличить нефтеотдачу не дают результатов. По этой причине ведущие мировые нефтяные компании уделяют вопросу смачиваемости пристальное внимание.Однако, неучет смачиваемости в гидрофобизированных коллекторах часто приводит к неверной оценке насыщенности, и, как следствие, к ошибкам при подсчетезапасов. Особенно проблемными при этом являются переходные зоны, характеризующиеся высокими значениями остаточной нефтенасыщенности, в которых подвижным флюидом является вода: неверная оценка смачиваемости или отсутствиеинформации позволяет рассматривать эти зоны как продуктивные с высокими коэффициентами нефтегазонасыщенности.Значительный вклад в изучение поверхностных свойств пород-коллекторовв различное время внесли К.
И. Багринцева, Н. Н. Богданович, Б. Ю. Вендельштейн, З. В. Волкова, Н. С. Гудок, Т. Ф. Дьяконова, А. А. Злобин, В. Н. Кобранова,Д. А. Кожевников, Н. Н. Михайлов, М. Д. Розенберг, В. Г. Топорков, Б. И. Тульбович, А. Я. Хавкин, М. М. Элланский, W. Anderson, E. Amott, D. Boneau,R. Brown, L. Cuiec, E. Donaldson, A.
Fogden, R. Freedman, M. Kumar, N. Morrow,R. Salatiel, и многие другие.17Для оценки смачиваемости горных пород был разработан ряд экспериментальных методик. Краткий обзор основных лабораторных методов представленниже.Рисунок 1.2 –Влияние смачиваемости (ОСТ 39-180-85) на эксплуатационныепараметры месторождений Пермского края [45]1.1.Прямые методы определения смачиваемости. Определение краевогоуглаИсходя из определения понятия «смачиваемость» и формулы (1.1), наиболееочевидным способом представляется метод «лежащей капли», широко использующийся в качестве потокового в петрофизической практике для качественнойоценки свойств поверхности (Рисунок 1.3).Рисунок 1.3 – Образование краевого угла смачивания [8]18В наиболее простой реализации метода на спил керна помещают каплюводы и через увеличительное стекло наблюдают ее форму: по степени растеканиякапли оценивается гидрофильность или гидрофобность поверхности [26].
К достоинствам данного метода можно отнести быстроту и массовость: в течение короткого времени можно получить профиль смачиваемости по всему отобранномукерну, однако, точность такого определения весьма низка [32].В усовершенствованном варианте метода, гладкую минеральную пластинкугоризонтально помещают в прозрачный углеводород, а на или под нее помещаюткаплю воды. По фотографии системы можно определить краевой угол [5, 145,155]. Подобная методика применяется, например, при исследовании свойств искусственных моделей горных пород (Рисунок 1.4).
Другим вариантом определения краевого угла является наблюдение и измерение вытесненных из породы капель изучаемого флюида при погружении насыщенного образца в противоположную фазу [26].Рисунок 1.4 – Капля перфторорганики в воде на поверхностиА: доломита ( = 12°); В: полистирола ( = 123°) [100]Методику К. И.
Багринцевой и Т. С. Преображенской отличает от вышеупомянутых изучение большого числа самопроизвольно сформировавшихся капельна поверхности породы. В качестве объектов исследования выбираются тонкие(менее 2 мм) пластинки породы для исключения в них капиллярных явлений, которые предварительно насыщаются под вакуумом необходимым флюидом (вода,нефть, керосин), а затем помещаются в противоположную жидкость – при этом на19поверхности формируется множество капель на нижней и верхней поверхностипластинки.
После достижения равновесия капли измеряются микроскопическимметодом, причем конструкция держателя кюветы с изучаемой пластинкой позволяет вертикальное и горизонтальное изменение положения микроскопа относительно него. Учитывая возможность устанавливать в держатель до восьми кювет,метод позволяет производить несколько измерений одновременно [6, 12].В случае малых углов смачивания можно воспользоваться интерференционным способом.
Жидкость наносится на исследуемую поверхность полосой и освещается монохроматическим светом. С помощью интерференционного микроскопаизмеряется расстояние между интерференционными линиями, перпендикулярными полосе, смещение параллельных участков и протяженность излома линии,соответствующего мениску жидкости (Рисунок 1.5). Угол смачивания определяется как: = ∙ ∆,2(1.2)где – длина волны монохроматического света, м; ∆ – расстояние между интерференционными линиями, м; – протяженность излома линии, м; – увеличениемикроскопа [2].Рисунок 1.5 – Схематичное изображение интерференционной картины приопределении краевого угла смачивания [2]Краевой угол также можно измерить, погрузив две параллельные мономинеральные пластины в воду, и поместив между ними каплю нефти.
Одну из пластин перемещают относительно другой, создавая «наступающий угол» смачивания [133, 162] (Рисунок 1.6).20Рисунок 1.6 – Схематичное изображение метода определения «наступающегоугла» смачивания [по 135]Попеременное погружение и извлечение плоскопараллельной пластины, соединенной с микровесами, в жидкости позволяет измерять как «наступающийугол» (при погружении), так и «отступающий угол» смачивания (при извлечении).Подобный способ определения смачиваемости носит название метода пластиныВильгельми (L.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
