ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 54

Поскольку угол контакта вода-нефть с породой меньше 90°, то вода является

преимущественно смачивающей жидкостью по отношению к породе. Для большей

части  пород-коллекторов угол  Θ  приближается  к нулю. Когда давление в точке  X

равно нулю, система порода - нефть - вода находится в равновесии.

натяжения   между   жидкостью   и   твердым  телом,   а   следовательно,   и  смачиваемость

зависят от того, движется ли жидкость по сухой поверхности или по поверхности,

ранее   смоченной.   Разница   между   величиной   угла   наклона   контакта   жидкости   с

породой, когда вода поступает  в породу, и величиной угла, образованного той же

самой   жидкостью   и   породой,   когда   жидкость   выжимается   из   нее,   называется

гистерезисом  угла   смачивания.   Наличием   этого   гистерезиса   и   объясняются

различные   отклонения   и   несовпадения   результатов   измерений   краевых   углов

смачивания.

Фиг. 10-6. Примеры гидрофильной и олеофильной систем в капиллярых сосудах.
Если вода движется в гидрофильной системе, она вытесняет нефть, а в олеофильной

системе - продвигается поверх нефти.

Когда две несмешивающиеся жидкости, такие, как вода и нефть, заполняют

поровое пространство коллектора, они «борются» за место на поверхности твердого

тела.   Поэтому   при   решении   многих   проблем,   связанных   с   разработкой   пласта,

первостепенное   значение   приобретает   вопрос,   какая   из   жидкостей   является

преимущественно   смачивающей   горную   породу.   Теоретически   относительная

способность   воды   и   нефти   к   смачиванию   такая   же,   как   и   относительная   степень

прилипания   между   двумя   жидкостями   и   минералами   породы.   Пример,

характеризующий это положение, приведен на фиг. 10-6. Две жидкости, вода и нефть,

находятся   в   капиллярных   трубках.   В   гидрофильной   системе   движущаяся   вода

вытесняет несмачивающую жидкость, в данном случае нефть. Чем меньше краевой

угол   смачивания   (высокая   степень   прилипания),   тем   эффективнее   должно   быть

вытеснение   несмачивающей   нефти.   Обратная   картина   наблюдается   в  олеофильной

системе,   в   которой   нефть   является   смачивающей   жидкостью.   Если   в   этом   случае

вызвать движение воды, то тупой угол смачивания обусловит перемещение воды по

поверхности   нефти.   Описанное   явление   может   оказаться   очень   важным   при

заводнении,   когда   вода   вытесняет   нефть   из   норового   пространства,   тем   самым

способствуя   ее   извлечению.   Жидкость,   преимущественно   смачивающая   данную

горную породу, занимает в коллекторе часть норового пространства, непосредственно

прилегающую   к   стенкам   пор,   в   то   время   как   несмачивающая   жидкость   занимает

внутреннюю   часть   порового   пространства.   В   схематическом   виде   это   положение

представлено на фиг. 10-7, где нефть (показана черным цветом) занимает различное

положение внутри гидрофильных пор в зависимости от насыщения. Природный газ

всегда   является   несмачивающим.   Нефть   в   связи   с   этим   может   рассматриваться   в

качестве   смачивающей   фазы   относительно   газа,   но   она   обычно   является

несмачивающей фазой относительно пластовых вод.

Каждая жидкость смачивает различные твердые тела в различной степени, и

каждое твердое тело обладает различной степенью смачиваемости

Фиг.   10-7.   Особенности   распределения   несмачивающей   нефти   (показана

черным цветом) в гидрофильной поре (вода показана белым цветом).

A. Нефть занимает 80-90% порового пространства, непрерывно сообщается с

нефтью   соседних   пор   и   поэтому   легко   движется   в   случае   возникновения
гидродинамического   градиента.   Водонасыщенность   составляет   10-20%.   Вода
адсорбирована на поверхности песчинок. 

Б. Нефтенасыщенность,  так же как и водонасыщенность,  около 50%. Нефть

располагается   в   по-ровом   пространстве   в   виде   крупных   изолированных   капель,
которые легко могут слиться в непрерывную фазу даже при небольшом снижении
пластового   давления.   Такая   водо-   и   нефтенасыщенность   является   граничной:   из
скважин,  вскрывших  подобные  зоны, добывается  как  чистая  нефть,  так  и нефть с
водой Вода располагается главным образом вокруг контактов песчинок.

B.   Нефтенасыщенность  -  остаточная   и   составляет   около   10-20%.   Нефть

располагается   в  поровом   нространстве   в  виде   мельчайших   изолированных   капель.
При любых величинах гидродинамического градиента движется только вода, а нефть
остается неизвлекаемой. 

относительно   разных   жидкостей.   Поэтому   минералы   пород-коллекторовг   будучи

крайне   разнообразными,   характеризуются   широкой   изменчивостью   степени

смачиваемости   относительно   любой   из   существующих   жидкостей   [13];   и   в   то   же

время   величина   смачиваемости   породы   заключенной   в   ней   жидкостью   -

специфическое   свойство   именно   данного   коллектора.   В   шлифах   граувакки   и

песчаника   (соответственно   фиг.   10-8   и  3-4)   видны   различные   минералы,   наиболее

часто   слагающие   породы   пластов-коллекторов   и   характеризующиеся   различной

смачиваемостью. В какой-то степени это различие объясняется и тем, что в общем

случае взаимодействие жидкости и твердого тела усиливается с увеличением площади

их соприкосновения: в тонкозернистых породах с их мельчайшими порами и очень

большой   площадью   поверхности   твердых   частиц   в   единице   объема   породы

интенсивность   прилипания   должна   быть   несравненно   большей,   чем   в

крупнозернистых   породах,   характеризующихся   значительно   меньшей   площадью

поверхности твердых частиц на единицу объема.

Для того чтобы определить высокую смачиваемость глины, нужно измельчить

породу в порошок в неметаллической ступке и высыпать этот порошок в стеклянный

сосуд   со   смесью   воды   и   нефти,   предварительно   тщательно   перемешанных.   Затем

встряхнуть сосуд и дать образовавшейся смеси отстояться, после чего посмотреть, что

прилипает к частичкам глины - нефть или вода. Этот грубый метод часто применяется

в тех случаях, когда скважина находится далеко от лаборатории.

Нефти   состоят   из   многочисленных   и   разнообразных   сочетаний   и   смесей

углеводородов, причем каждый из них обладает различной и вполне определенной

энергией   прилипания   к   частичкам   породы.   Так,   например,   была   измерена   сила

прилипания   к   песку   углеводородов   12   типов.   В   результате   получили   12   разных

значений   этой   силы   -   от   58,8   до   72,6  дин  [12].   Из   этого   следует,   что   различные

углеводороды будут вести себя совершенно по-разному при вытеснении их одной и

той же водой и в одном и том же пласте-коллекторе.

Нефть,   проходя   через   коллектор,   частично   остается   в   последнем   в   виде

висячих колец¹ или тонких пленок, адсорбированных на поверхностях зерен породы в

той   ее   части,   которая   является   олеофильной,   или   в   виде   отдельных   капель,

окруженных водой, - в гидрофильной части породы.

Фиг.   10-8.   Срез   аркозовой   граувакки,   характеризующейся   отчетливым

полимиктовым составом (Кrуnine, Journ. Geol., 56, p. 154, Fig. 14, 1948).

l - кварц; 2 - микроклин (свежий); 3 - микроклин (выветрелый); 4 - плагиоклаз;

5 - биотит; 6 - глинистый материал; 7 - поровое пространство.

Минералы в этой породе обладают различной степенью смачиваемости каждой

из   пластовых   жидкостей,   присутствующих   в   порах.   Такая   порода   не   может   быть
полностью   ни   гидрофильной,   ни   олеофильной,   а   должна   характеризоваться
сочетанием   обоих   этих   свойств.   В   течение   геологического   времени   этот   сложный
комплекс   минеральных   компонентов,   несомненно,   подвергался   также   воздействию
поверхностно-активных   веществ,   содержавшихся   в   различных   флюидах,   что
повысило относительную смачиваемость погоды этими флюидами.

Пленки   нефти   должны,   по-видимому,   остаться   на   олеофпльных   частичках

породы, сохранивших некоторое количество нефти после того, как основная ее масса

мигрировала   сквозь   данный   коллектор   в   направлении   зон   ее   аккумуляции.   Таким

образом, если проницаемая порода содержит зерна пропитанных нефтью минералов

или рассеянные отдельные капли нефти, то это свидетельствует о миграции нефти

через   эти   породы   и   о   том,   что   последние   могут   рассматриваться   в   качестве

потенциальных коллекторов.

¹Смачивающие   и   несмачивающие   жидкости   в   поровом   пространстве   могут

располагаться следующим образом: 1) смачивающий флюид прилипает к поверхности породы
в точках соприкосновения зерен  -  это так называемые  висячие  кольца; 2) несмачивающий
флюид   заполняет   центральные   части   взаимосвязанных   пор   в   виде   непрерывной   нити
(фуникулярное,   или   нитевидное,   распределение   нефти);   3)   отдельные   не   сообщающиеся
между собой капли присутствуют при низкой степени насыщенности пор несмачивающей
жидкостью (это так называемое островное распределение нейти) [22] (см. фиг. 10-7).

Многие факторы, влияющие на смачиваемость коллекторов, в настоящее время

еще   полностью   не   изучены.   Обычно   считают,   что   основная   масса   частиц   пород

смачивается преимущественно первой попавшей на эти час-типы жидкостью. Часть

этой   жидкости   должна   быть   адсорбирована   в   виде   тонкой   практически

мономолекулярной пленки на поверхностях минералов и, следовательно, определять

их смачиваемость. Во всяком случае, и песчаные и карбонатные породы-коллекторы,

как правило, гидрофильны, что вполне понятно, поскольку они осаждались в водных

условиях   и   именно   вода   была   первой   жидкостью,   попавшей   в   эти   породы.

Гидрофильный коллектор  характеризуется,  кроме того,  высокой  степенью  поровой

водонасыщенности также в результате того, что вода была первой жидкостью в этом

коллекторе [13]. Однако известны и олеофильные коллекторы, например песчаники

Брадфорд   на   одноименном   месторождении   в   Пенсильвании.   Мономолекулярная

пленка   нефти   обволакивает   каждую   песчинку.   Одно   из   объяснений   этого   явления

[14]'заключается   в   том,   что   некоторые   из   поляризованных   соединений   в   нефтях

(например, содержащие кислород, азот, серу или некоторые металлы) проявляют себя

в   химических   реакциях   и   как   слабоосновные,   и   как   слабокислые.   Для   песка,

обладающего   кислотностью,   наиболее   эффективно   действующим   поверхностно-

активным   веществом   должно   быть   основное   соединение.   Такое   соединение   могло

образоваться   из   одного   или   нескольких   асфальтово-смолистых   веществ   и

адсорбироваться   на   поверхности   песчаных   зерен.   Вследствие   уменьшения

межфазного натяжения между породой и нефтью песчаные зерна должны были стать

преимущественно   олеофильными   а   смачиваемость   зерен   водой  -  уменьшиться.

Олеофильными являются также продуктивные песчаники ордовика на месторождении

Оклахома-Сити. Это свойство они приобрели, видимо, в период понижения зеркала

грунтовых вод, когда эти отложения вышли на дневную поверхность и подверглись

выветриванию   и   эрозии,   что   подтверждается   наличием   поверхности   несогласия

между   срезанными   нефтеносными   песчаниками   ордовика   и   перекрывающими   их

пенсильванскими   глинистыми   породами   Возможно   и   другое   объяснение:

поляризованные асфальтово-смолистые соединения нефтей могли вытеснить воду из

песчаных   зерен   и   образовать   на   их   поверхностях   углеводородную   пленку,   в

результате   чего   песчаник   приобрел   олеофильные   свойства.   Примером   такого

песчаника   является   продуктивный   горизонт   Тенслип   (пенсильваний)   в   некоторых

месторождениях   Вайоминга.   Здесь   зерна   кварцевого   песка   настолько   прочно

адсорбировали   на   своей   поверхности   некоторые   тяжелые   углеводороды   (в   виде

пленки толщиной 0,7 мк или в 1000 молекул), что эта пленка не может быть смыта ни

бензином, ни другими сильными растворителями¹. Естественно такие зерна являются

олеофильными по отношению к пластовым флюидам [5]. 

В   гидрофильных   коллекторах   вода   обволакивает   частички   пород   тонкой

пленкой толщиной всего в несколько молекул. Однако эта пленка не позволяет нефти

соприкасаться непосредственно с частичками породы. В связи с этим наиболее часто

встречающимся видом фазовых взаимодействий в коллекторе является система нефть

-   вода,   а   не   нефть   -   порода.   Исключения   наблюдаются   там,   где   в   коллекторах

присутствуют   рассеянные   зерна   олеофильных   минералов   В   этом   случае   нефть

непосредственно соприкасается с зернами таким минералов.

Некоторые   крупные   залежи   являются   чисто   газовыми   либо   газовые   залежи

содержат   незначительные   количества   нефти.   Такие   залежи   долгое   время   были

загадкой для геологов. Наиболее обоснованным можно считать мнение Хилла [16],

обратившего   внимание   на   то,   что   некоторые   породы,   в   особенности   неморского

происхождения, как правило, олеофильны. Хилл предположил, что, когда смесь

¹Олеофильными являются нефтенасыщенные пески Ярегского месторождения (Ухта,

СССР). - Прим. ред.

нефти   и   газа   мигрирует   через   эти   отложения,   нефть   смачивает   породы,

«размазывается»   по   ним,   в   то   время   как   газ   свободно   проникает   через   породы   и

скапливается в виде газовых залежей в ловушках. Если породы гидрофильны, нефть и

газ мигрируют через них достаточно свободно, образуя обычные ассоциации нефти и

газа   в   этих   же   ловушках.   Тонкозернистые   неморские   глины   должны,   вероятно,

служить   своеобразной   «промокательной   бумагой»,   способной   удерживать

значительные количества нефти.

Изложенные выше представления о влиянии некоторых основных факторов на

величину   межфазного   натяжения   между   нефтью   и   пластовыми   водами   в

продуктивных пластах можно обобщить следующим образом:

1. Температура: повышение температуры приводит к уменьшению межфазного

натяжения.

2. Давление: повышение давления также уменьшает межфазное натяжение.

3. Газ, растворенный в нефти и воде: чем больше растворенного в нефти газа

при давлении выше точки кипения, тем меньше межфазное натяжение; чем больше

растворенного   газа   при   давлении   ниже   точки   кипения,   тем   больше   межфазное

натяжение.

4. Вязкость: уменьшение различий в величине вязкости нефти и воды приводит

к уменьшению межфазного натяжения.

5.   Плотность:   уменьшение   различий   в   плотности   нефти   и   воды   обычно

приводит к уменьшению межфазного натяжения; снижение плотности, как правило,

означает и снижение вязкости; таким образом, связь между плотностью и межфазным

натяжением может быть аналогична связи между последним и вязкостью.

6.   Поверхностно-активные   вещества:   концентрация   поверхностно-активных

веществ как в нефти, так и в воде снижает, причем иногда значительно, величину

межфазного натяжения.

Капиллярное давление 

Одной   из   основных   тенденций   любой   криволинейной   поверхности   раздела

между   двумя   несмешивающимися   флюидами   (газ   -   жидкость   или   жидкость   -

жидкость)   является   стремление   иметь   возможно   меньшую   площадь   поверхности,

приходящуюся на единицу объема. Между двумя фазами всегда существует разность

давлений. Замеры давлений в двух смежных точках на противоположных сторонах

поверхности   раздела   показывают,   что   флюид   с   вогнутой   стороны   криволинейной

поверхности находится под большим давлением, чем флюид с выпуклой ее стороны.

Эта   разница   в   давлениях   приобретает   особое   значение   при   изучении   процессов,

происходящих   в   капиллярных   сосудах   [17],   и   в   этом   случае   она   называется

капиллярным давлением (Р

с

, дин/см²).

Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения и степени

кривизны поверхности раздела и определяется уравнением

Р

с

 = р

1

-р

2

 = γ ¹/r

1

+γ ¹/r

2

,

где  р

1

-р

2

  -  разность   давлений   на   вогнутой   и   выпуклой   сторонах   криволинейной

поверхности раздела,  γ  -  межфазное натяжение в дин/см,  r

1

  и  r

2

  -  главные радиусы

кривизны под прямым углом друг к другу. Это основное уравнение капиллярности.

Если криволинейная поверхность является частью сферы, r

1

 и r

2

 равны между

собой и уравнение приобретает вид

Р

с

 = 2γ/r

Из   этого   уравнения   видно,   что   чем   меньше   радиус   кривизны   поверхности

раздела   (или   чем   выше   межфазное   натяжение),   тем   выше   капиллярное   давление.

Степень кривизны зависит от величины пор коллектора и относительного количества

(насыщения)   флюидов   в   этих   порах.   Разница   в   давлении   на   поверхности   раздела

флюидов,   характерная   для   определенного   насыщения   смачивающей   фазы   (обычно

пластовой   воды   нефтегазоносных   горизонтов),   называется   удельным   капиллярным

давлением.

Типичный   пример   проявления  капиллярного  давления  -  подъем   жидкости  в

капиллярной трубке. С этим явлением непосредственно связана проблема движения

флюидов   в   природном   резервуаре,   поскольку   их   миграция   происходит   главным

образом через поры и трещины  капиллярных и субкапиллярных размеров. Подъем

жидкости в капиллярной трубке может быть обусловлен как капиллярным давлением,

так и величиной прилипания.

Фиг. 10-9. Подъем смачивающей жидкости в капиллярной трубке.
Жидкость ранее эту трубку не смачивала. Поверхность контакта жидкости с

воздухом   криволинейна.   Чем   меньше   диаметр   трубки,   тем   больше   кривизна   этой
поверхности и тем выше подъем жидкости в трубке. X - жидкость, Y - воздух, ABC -
поверхность контакта воздуха и жидкости, h - высота подъема жидкости в трубке.

1. На фиг. 10-9 показана капиллярная трубка, опущенная в воду. Между водой

(X) и воздухом (Y) образуется мениск ABC, или криволинейная поверхность раздела.

Свободная поверхностная энергия стремится сжать эту поверхность до минимальной

площади на единицу объема. (В данном случае такой минимальной площадью должна

быть   плоскость  ADC,   перпендикулярная   стенкам   трубки.)   Поэтому   капиллярное

давление Р

с

 будет действовать в направлении от точки В к точке D, вызывая подъем

воды   в   трубке   до   высоты,   на   которой   вес   воды   и   капиллярное   давление   взаимно

уравновесятся.

2. Поверхность раздела вода - воздух образует со стенками трубки острый угол

Θ.   Чем   меньше   этот   угол,   тем   больше   сила   прилипания   воды   к   стенкам   трубки.

Трубка является как бы «гидрофильной». Если в результате капиллярного давления

мениск поднимется до плоскости ADC, угол  Θ  станет больше, а прилипание воды к

стенкам   трубки   уменьшится.   Вода   будет   подниматься   до   тех   пор,   пока   снова   не

восстановится   равновесие,   т.е.   пока   действие   капиллярного   давления   не   будет

полностью уравновешено весом воды в трубке.

Силы,   обусловливающие   подъем   воды   в   капиллярной   трубке,   могут   быть

выражены следующими уравнениями:

где γ - межфазное натяжение, Θ - угол, образуемый стенками капилляра и мениском

(для гидрофильного коллектора cos Θ в среднем равен единице), r - радиус кривизны