Смачиваемость поверхности нефтесодержащей породы
Министерство образования и науки
российской федерации
Государственное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
Тюменский государственный
нефтегазовый университет
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра разработки и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
РЕФЕРАТ
На тему
Смачиваемость поверхности
нефтесодержащей породы
Тюмень 2014
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.
Смачимаевость и её виды
2. Измерение
смачиваемости. Общепринятые методы
3.
Практическая значимость смачиваемости
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Смачиваемость является одним из главных факторов, контролирующих и
регулирующих распределение нефти и воды в пласте. Поэтому при решении задач,
связанных с подсчётом запасов, разработкой нефтяных месторождений или
анализом кернового материала, необходимо учитывать смачиваемость поверхности
нефтесодержащей породы.
Кроме того, смачиваемость в значительной степени влияет также на способы
и эффективность добычи нефти, в особенности в процессе вторичных и третичных
методов добычи нефти. Поэтому изучение такого явления как смачиваемость
является актуальным на сегодняшний день.
Целью данной работы является изучение особенностей смачиваемости.
. Изучить дополнительную научную литературу о явлении смачиваемости;
2. Определить особенности различных методов измерения смачиваемости;
. Изучить практическую значимость смачиваемости пород.
В работе были использованы такие методы исследования как анализ и синтез
информации, обобщение.
Объектом данной работы является явление смачиваемости, предметом - его
характеристики.
1.
Смачимаевость и её виды
Понимание смачиваемости пласта играет важную роль в оптимизации
извлечения нефти. Характер смачиваемости (смачиваемость нефтьюили водой) влияет
на многие аспекты поведения пласта, особенно при заводнении и применении
методов повышения нефтеотдачи. Неверное предположение о характере смачиваемости
пласта может привести к его необратимым повреждениям и осложнению разработки.
Силы смачивания влияют на поведение нефте- и газонасыщенных пластов во
многих аспектах, включая насыщенность, многофазные течения, а также ряд
параметров, определяемых по каротажу. Однако перед рассмотрением всех этих
вопросов необходимо уточнить, что такое смачиваемость.
Смачиваемость описывает предрасположенность твердого материала к
контактированию с одной жидкостью, нежели с другой. Хотя термин
“предрасположенность” может показаться неуместным в отношении неодушевленного
предмета, он адекватно характеризует баланс между силой поверхностного
натяжения и силой, действующей на поверхности раздела фаз. Капля
предпочтительнее смачивающей жидкости вытеснит другую жидкость с поверхности
материала и, в конечном счете растечется по всей этой поверхности. И наоборот,
если несмачивающая жидкость попадет на твердую поверхность, уже покрытую
смачивающей жидкостью, то несмачивающая жидкость соберется в каплю с
минимальной площадью контакта с поверхностью. Если же не имеет места ни
сильного смачивания поверхности водой, ни сильного смачивания ее нефтью, баланс
в системе «нефть/вода/твердое тело» будет таким, что между двумя жидкостями на
твердой поверхности возникнет краевой угол смачивания (См. Приложение Рис. 1).
Во многих промысловых работах влияние смачиваемости часто считается
подобным действию двоичного переключателя - предполагается, что существует лишь
два типа смачиваемости и порода может быть либо смачиваемой водой
(гидрофильной), либо смачиваемой нефтью (гидрофобной). Такое крайнее упрощение
скрывает всю сложность физики смачиваемости породы пласта. В однородном
пористом материале, насыщенном нефтью и водой, сильное смачивание водой
является одним из крайних случаев непрерывного диапазона, в котором твердая
поверхность скелета пористой среды обладает выраженным сродством к воде.
Поверхность, сильно смачиваемая нефтью, обладает большим сродством с нефтью.
Весь этот непрерывный диапазон характеризуется различной степенью
смачиваемости, и если твердый пористый материал не имеет выраженного сродства к
одной из насыщающих его жидкостей, то в подобных случаях говорят о
промежуточном или нейтральном смачивании.
Породы пласта - это сложные структуры, часто характеризуемые
разнообразным минеральным составом. Разные минералы могут обладать различными типами
смачиваемости, что сильно затрудняет определение общей смачиваемости сложной по
минералогическому составу породы. Как правило, основные минералы пород пласта -
это кварцы, карбонаты, доломиты, которые до миграции в них нефти являются
гидрофильными.
Это еще больше усложняет ситуацию: история формирования насыщения
материала может повлиять на смачиваемость поверхности, так как поверхности пор,
ранее контактировавшие с нефтью, могут оказаться гидрофобными, а
неконтактировавшие - гидрофильными. Для описания обоих случаев использовались
различные понятия, включая смешанное, частичное и пятнистое смачивание. В
данном случае общий термин «смешанное смачивание» применяется к любому
материалу с неоднородным характером смачивания. Важно отметить принципиальную разницу
между промежуточным смачиванием (т.е. отсутствием предрасположенности к
сильному смачиванию каким-либо флюидом) и смешанным смачиванием (т.е.
возможностью одновременного проявления на одной и той же поверхности
разных типов смачивания, включая, возможно, и промежуточное).
Еще одно важное обстоятельство, которое необходимо иметь в виду,
заключается в том, что поверхность, предпочтительнее смачиваемая водой, тем не
менее, может находиться в контакте с нефтью или газом. Смачиваемость не
описывает состояние насыщения - она указывает на предрасположенность твердого
материала смачиваться определенной жидкостью при условии, что этот флюид
присутствует. Таким образом, гидрофильную породу можно очистить, высушить и
полностью насытить алканом, хотя поверхности пор в этой породе так и останутся
смачиваемыми водой. Это легко увидеть: опустите фрагмент такой нефтенасыщенной,
но гидрофильной породы в стакан с водой - и он самопроизвольно вберет в себя
большое количество воды количество воды, нефть же будет вытеснена. Указанное
явление принято называть капиллярной пропиткой.
Строго говоря, понятие «пропитки» относится к увеличению насыщенности
смачивающей фазой, будь то самопроизвольное впитывание или принудительный
процесс, такой, как заводнение гидрофильных пластов. И наоборот, «дренирование»
означает рост насыщенности несмачивающей фазой. Однако на практике термин
«пропитка» используется для описания процесса повышения водонасыщенности, тогда
как термин «дренирование» - для повышения нефтенасыщенности. Поэтому при чтении
текстов, в которых используются эти понятия, следует обращать внимание на то,
как они определяются.
2. Измерение
смачиваемости
Общепринятые
методы
Существует несколько методов измерения преимущественной смачиваемости
породы пластов. Керновые методы включают измерения впитывания и капиллярного
давления на центрифуге (См. Приложение, рис. 2). Лабораторные испытания на
пропитку позволяют сравнить изменения насыщенности в результате противоточной
пропитки (т.е. при самопроизвольном впитывании нефти или воды) с суммарным
изменением насыщенности при заводнении.
Общепринятым методом испытаний является пропитка по Амотту-Харви.
Образец породы с неснижаемой водонасыщенностью Swirr, помещенный в
заполненную водой трубку, самопроизвольно впитывает воду в течение некоторого
времени (не менее 10 суток, а иногда и намного дольше). Затем его устанавливают
в проточной ячейке и пропитывают водой под давлением, отмечая дополнительный
выход нефти. После этого образец остается при остаточной нефтенасыщенности Sor,
и процесс повторяется в уже в заполненной нефтью трубке, а затем - в аппарате
для нагнетания нефти. Два отдельно вычисляемых отношения самопроизвольного
впитывания к общему изменению насыщенности для воды (Iw) и нефти (Io)
называются показателями водо- и нефтепоглощения, соответственно. Показатель
Амотта-Харви определен как разность между этими показателями и находится в
диапазоне между +1 (сильное смачивание водой) и -1 (сильное смачивание нефтью).
Горное бюро США (USBM) разработало метод измерения, в котором образец
керна вращается в центрифуге со ступенчато увеличивающейся скоростью. Сначала
образец с неснижаемой водонасыщенностью Swirr помещается в заполненной водой
трубке. После нескольких периодов вращения с разной частотой образец достигает
остаточной нефтенасыщенности Sor. Затем он устанавливается в трубке,
заполненной нефтью, и подвергается следующей серии испытаний. Вычисляются
площади между каждой из кривых капиллярного давления и линией нулевого
капиллярного давления, и логарифм отношения площади, связанной с повышением
водонасыщенности, к площади, относящейся к повышению нефтенасыщенности, дает
показатель смачиваемости USBM. Диапазон результатов этих измерений
простирается от + ∞ (сильное смачивание водой) до - ∞ (сильное
смачивание нефтью), хотя чаще всего они находятся в диапазоне между -1 и +1.
Измерения методом центрифугирования производятся быстро, но получаемые значения
насыщенности должны корректироваться, поскольку центрифуга создает нелинейный
градиент капиллярного давления в образце.
Методы Амотта-Харви и USBM можно объединить путем использования
центрифуги для принудительного заполнения образца жидкостью вместо нагнетания
воды и нефти. Показатель Амотта-Харви основан на относительном изменении
насыщенности, тогда как показатель USBM является мерой энергии, требуемой для
принудительного вытеснения, что делает эти две величины связанными, но
независимыми показателями смачиваемости.
К сожалению, смачиваемость керна может измениться на любом этапе его
транспортировки в лабораторию, даже при принятии мер по его сохранению в
состоянии исходной смачиваемости. Во-первых, керн может загрязниться буровым
раствором. Во время его подъема на поверхность происходит изменение температуры
и давления, что может привести к изменению флюидного состава с осаждением
асфальтенов и парафинов на стенках пор. Под воздействием кислорода может
измениться химический состав сырой нефти, в результате чего появляются ПАВ,
влияющие на характеристики керна. Такие же изменения могут произойти и при
хранении и последующем перемещении керна.
Альтернативой использованию сохраненного керна является восстановление
его начального состояния. Сначала после интенсивной очистки керн становится
гидрофильным, а затем он насыщается модельным пластовым рассолом и
выдерживается. После этого керн пропитывается нефтью (как правило,
дегазированной) и выдерживается примерно 40 суток при пластовой температуре и
давлении. Для сохранения керна высоко-структурных глин применяются более
сложные методы. Считается, что в результате получается примерно такое же
состояние смачиваемости, как и в пласте. Однако на конечную смачиваемость могут
повлиять различия в составе рассола или нефти в пласте (на протяжении его
формирования) и в лабораторных условиях.
Измерения можно проводить и без использования керна, например, по
краевому углу смачивания (См. Приложение, рис. 3). В этом испытании применяется
очищенный кристалл кварца или кальцита (или образец слюды со свежим сколом),
который выдерживается в модельном пластовом растворе. На поверхность наносится
капля сырой нефти, которая далее также выдерживается. Для создания
перемещающихся линий контакта используется несколько методов. На этих
линиях измеряются краевые углы натекания и оттекания воды. Данное испытание
основано на предположении, что нефть изменит модельную поверхность, и та станет
близкой по свойствам к реальной поверхности в пласте (при данных температуре и
рН рассола и его минерализации).
Ни один метод измерения смачиваемости не дает абсолютно точного
результата, поэтому в настоящее время продолжаются исследования в этой области.
пласт нефть смачиваемость пропитка
3.
Практическая значимость смачиваемости
Благоприятные цены на нефть увеличили рентабельность заводнения и некоторых
методов повышения нефтеотдачи. Если в коллекторе присутствуют несколько фаз, то
важно получить информацию о смачиваемости. Однако даже при первичной добыче
смачиваемость влияет на продуктивность и степень извлечения нефти. Исходная
смачиваемость пласта и смачиваемость, изменяющаяся во время и после миграции
углеводородов, влияет на начальное распределение водонасыщенности в пласте и
динамику его разработки.
Большинство пластов до миграции нефти являются гидрофильными и имеют
протяженную переходную зону постепенного изменения характера насыщения - от
преимущественной насыщенности нефтью с остаточной водой в верхней части
переходной зоны до преимущественной насыщенности водой в ее нижней части. Такой
переход определяется разностью давлений в нефтяной и водной фазах,
обусловленной контрастом плотности, и тесно связан с определением капиллярного
давления РС (См. Приложение, рис. 4). При миграции нефти в
гидрофобный коллектор будет другая динамика насыщения: практически
максимальная нефтенасыщенность к подошве коллектора. Эта разница отражает
легкость проникновения смачивающего флюида в пласт.
Слои внутри пласта также могут характеризоваться разной смачиваемостью
из-за различий в литологии. Низкопроницаемая зона может оставаться
смачиваемой водой, если миграция нефти в нее незначительна или вообще
отсутствует, тогда как соседние пласты становятся лучше смачиваемыми нефтью.
Объяснить же другие изменения смачиваемости, вероятно, не столь просто. Так,
считается, что ряд карбонатных пластов на Ближнем Востоке характеризуются
изменчивостью смачиваемости в пропластках, но причина этого до сих пор не
выяснена.
Смачиваемость также влияет на количество нефти, которое можно извлечь из
пор, путем измерения остаточной нефтенасыщенности после заводнения. Нефть в
гидрофильном пласте остается в более крупных порах, где она может терять
сплошность, распадаясь на отдельные капли, и удерживаться. Нефть в пласте,
смачиваемом нефтью, или в пласте со смешанной смачиваемостью прилипает к
поверхностям пор, что увеличивает вероятность возникновения непрерывного
фильтрационного пути к добывающей скважине и приводит к снижению Sor.
Поскольку эффекты смачиваемости проявляются как в масштабе пор, так и в
масштабе всего пласта, они могут существенно влиять на экономические показатели
проекта разработки. Таким образом, от Swi и Sor зависит нефтеотдача - один из
важнейших параметров, оцениваемых при разведке и в процессе добычи. Кроме
того, с изменением смачиваемости пласта изменяются и относительные
проницаемости для воды и нефти. Неправильное понимание характера смачиваемости
в проектах, связанных с большими начальными капиталовложениями в инфраструктуру
(например, на глубоководных месторождениях), может привести к очень
дорогостоящим последствиям. Смачиваемость влияет на эффективность заводнения,
которое тоже может быть сопряжено с большими начальными затратами. Силы,
контролирующие пропитку (т.е. способность пласта впитывать смачивающую фазу),
определяют, насколько легко закачать воду в пласт и как она будет мигрировать в
гидрофильном пласте. На последующих стадиях заводнения происходит прорыв воды к
добывающим скважинам. Нефтеотдача из гидрофильного пласта до прорыва воды
обычно превышает допрорывную нефтеотдачу из гидрофобного пласта.
Смачиваемость также может влиять на вытеснение нефти газом. Фронт
закачиваемого газа или нефтяной вал может вытеснять воду, если она подвижна,
опять же изменяя приток в зависимости от преимущественной смачиваемости
пласта водой или нефтью. Кроме того, если в нефти присутствуют
асфальтены, то контакт с закачиваемым углеводородным газом может нарушить
фазовое равновесие и привести к осаждению асфальтенов. Как будет изложено
далее, такое осаждение может изменить характер смачиваемости поверхностей пор.
Смачиваемость или ее изменение может повлиять на разработку даже
газоносных пластов. Блокирование призабойной зоны конденсатом снижает приток
газа. В некоторых методах извлечения применяются химические средства для
изменения смачиваемости в этой зоне, чтобы вызвать приток нефти и устранить
закупоривание. Некоторые способы повышения нефтеизвлечения обеспечивают
преодоление сил смачивания, которые удерживают нефть. С этой целью либо
изменяют предпочтительную смачиваемость пласта в сторону большей смачиваемости
нефтью, либо снижают поверхностное натяжение на границе раздела флюидов, тем
самым уменьшая силы смачивания. Смачиваемость влияет и на некоторые виды
каротажных измерений. Для каротажа сопротивлений необходим
непрерывный путь тока через породу, который обеспечивается водой. Масса воды в
гидрофобном пласте может и не быть непрерывной, что приводит к изменению
показателя насыщения n в уравнении Арчи, связывающем насыщенность и удельное
сопротивление. При смачивании водой n 2, но при смачивании нефтью n больше 2.
Поэтому, если при расчетах для гидрофобного пласта задать n = 2, то оценка
насыщения по удельному сопротивлению, скорее всего, будет неправильной.
Измерения методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) также зависят от
положения флюидов по отношению к поверхности пор. Скорости релаксации
несмачивающего флюида близки к таковым для свободного флюида, потому что
несмачивающий флюид находится в средней части пор, тогда как смачивающая фаза
характеризуется меньшим временем релаксации из-за поверхностных взаимодействий.
Таким образом, смачиваемость играет важную роль при разработке буровых
растворов, особенно на углеводородной основе. Например, в растворы
добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ) для удержания твердых частиц во
взвешенном состоянии. Фильтрат раствора на углеводородной основе, в котором
углеводородная основа является дисперсионной средой, содержащий гидрофильные
ПАВ, проникает в призабойную зону пласта и может изменить тип смачиваемости
пор. Это может привести к изменению распределения флюидов в поровом
пространстве и исказить результаты каротажа. Поскольку такие изменения не
всегда постоянны, проводят повторные измерения несколькими последовательными
каротажными рейсами.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе работы были изучены особенности такого явления как смачиваемость,
а также основные методы измерения смачиваемости и её практическая значимость.
Таким образом, было определено, что в керне, отбираемом из скважины с
использованием бурового раствора на водной основе или раствора на нефтяной
основе, сохранить естественную смачиваемость невозможно. Однако отработанные
методики подготовки керна к исследованиям и проведения экспериментов дают
возможность приблизить смачиваемость исследуемого керна к естественной.
Установлено, что вопрос сохранения естественной смачиваемости отбираемого из
скважин керна в настоящее время остается нерешенным.
Было определено, что в нефтегазовой промышленности смачиваемость является
одним из основных параметров, определяющих положение флюидов в пористом
пространстве залежи, а также распределение потоков флюидов. При этом, будучи
основным параметром, определяющим расположение флюидов в пористом пространстве,
смачиваемость породы влияет на все виды измерений параметров пласта -
электрические свойства, капиллярное давление, относительные фазовые
проницаемости и т.д.
Смачиваемость в значительной степени влияет на способы и эффективность
добычи нефти, в особенности в процессе вторичных и третичных методов добычи
нефти.
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гудок,
Н.С., Изучение физических свойств пористых сред / Н.С. Гудок. - М.: Недра,
1970. - 206 с.
2. Кутырев,
Е.Ф., Шкандратов В.В. О нецелесообразности предварительного экстрагирования
образцов, отобранных из недонасыщенных нефтяных пластов / Е.Ф. Кутырев, В.В.
Шкандратов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №4. - С. 81-85.
. Мусин,
К.М. О моделировании пластовых условий в процессе лабораторного
вытеснения нефти на керне / К.М. Мусин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №7. -
С. 12-14.
4. Основы
смачиваемости / В. Абдалла [и др.] // Нефтегазовое обозрение. - 2007. - №19. -
С. 54-75.
. Тульбович,
Б.С., Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа / Б.И. Тульбович. - М.:
Недра, 1979. - 200 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Краевой угол смачивания
Нефть (зеленый цвет), окруженная водой (синий цвет) на гидрофильной
поверхности, образует каплю (слева на рис. 1). Краевой угол смачивания θ
практически равен нулю.
Если поверхность смачивается нефтью (справа на рис. 1), капля растекается, и
краевой угол приближается к 180o. На поверхности с промежуточной
смачиваемостью (в центре рис. 1) также образуется капля, но краевой угол
зависит от баланса сил поверхностного натяжения γso,
γsw и γow для границ «поверхность/нефть»,
«поверхность/вода» и «нефть/вода» соответственно).
Рис. 2. Измерение смачиваемости керна
В камере, предназначенной для пропитки, заполненной водой, находится
образец при неснижаемой водонасыщенности Swirr (слева на рис. 2). Вытесненная
нефть собирается в верхней части градуированной трубки.
Аналогичная камера после переворачивания вверх дном измеряет впитывание
нефти керном с остаточной нефтенасыщенностью Sor. В центрифуге градуированная
трубка имеет больший радиус, чем керн, для сбора воды (справа на рис. 2) и
противоположную конфигурацию для сбора нефти. Измерения проиллюстрированы
кривой капиллярного давления (в центре рис. 2). Самопроизвольная пропитка водой
сопровождается изменениями водонасыщенности от ее начального значения S1 =
Swirr до S2, соответствующего нулевому капиллярному давлению. Затем керн
пропитывается водой или вращается в центрифуге и переходит в состояние S4 по
кривой отрицательного капиллярного давления.
Самопроизвольная пропитка нефтью происходит на участке от S4 до S3, после
чего образец заполняется нефтью и возвращается в состояние S1, если считать,
что из-за этого не произошло изменения смачиваемости. Показатель впитывания
представляет собой отношение величины само- произвольного изменения
насыщенности к общему (самопроизвольное плюс вызванное) изменению насыщенности,
определяемое отдельно для воды (Iw) и нефти (Io). Показатель Амотта-Харви равен
Iw - Io. Показатель USBM равен логарифму отношения площадей под кривыми положительного
и отрицательного капиллярного давления.
Рис. 3. Измерение краевых углов смачивания
Кристаллы, представляющие поверхности пор, выдерживаются в модельном
пластовом рассоле. После захвата капли нефти между кристаллами система
выдерживается еще. Затем нижний кристалл смещается, и нефть надвигается на
смачиваемую водой поверхность (слева внизу на рис. 3), образуя краевой угол
оттекания воды θr. Вода перемещается на поверхность, выдержанную в
контакте с нефтью (справа внизу на рис. 3), образуя краевой угол натекания воды
θa.
Рис. 4. Формирование переходной зоны
В однородном пласте имеется переход от высокой нефтенасыщенности в
верхней части до высокой водонасыщенности в подошве (синие кривые), который
связан с капиллярным давлением Рс, являющимся разностью между давлениями воды и
нефти на границе раздела (см. уравнения выше). Силы смачивания на поверхности
капиллярной трубки, смачиваемой водой (СВ), вызывают подъем воды (левая
врезка), которая вытесняет нефть. Но если внутренняя поверхность трубки
смачивается нефтью (СН), нефть выдавит воду вниз (правая врезка). Сила
смачивания и, следовательно, Рс обратно пропорциональны радиусу капилляра.
Высота капиллярного подъема h определяется балансом между силами смачивания и
весом жидкости, вытесненной за границу раздела фаз. Перенося эти рассуждения на
пористый пласт, следует отметить, что в нем имеется уровень свободной воды
(УСВ), устанавливающийся там, где капиллярное давление в системе «вода-нефть»
равно нулю. Поскольку пористые породы характеризуются определенным
распределением размеров пор и поровых каналов (аналогично распределению
капилляров) на каждой конкретной высоте над УСВ, то та часть пор, которые,
согласно данному распределению размеров, могут удерживать воду на данной высоте
над УСВ, будет насыщена водой. При большей высоте плавучесть нефти в воде
создает большее капиллярное давление, достаточное для вытеснения воды из более
узких пор. Водонефтяной контакт (ВНК) в гидрофильном пласте (слева на рис. 4)
находится выше УСВ, что указывает на необходимость приложить давление, чтобы
нефть проникла в самые большие поры. ВНК в гидрофобном пласте (справа на рис.
4) находится ниже УСВ, и для вытеснения нефти водной фазой из самых больших пор
также требуется давление. ВНК отделяет зону, насыщенную преимущественно нефтью,
от зоны, насыщенной преимущественно водой.