Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценить характер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы) как в период нефтегазонакопления , так и в период разработки месторождения.

Гидрофильность или гидрофобность поверхности поровых каналов определяют знаки капиллярных давлений в контактирующих водной и углеводородной фазах, т. е. направленность действия капиллярной энергии. В связи с тем, что основным методом разработки нефтяных месторождений продолжает являться заводнение , вопрос о смачиваемости пород-коллекторов является весьма актуальным. Дело в том, что вода, попадая в гидрофильный коллектор и смачивая его поверхность, вытесняет нефть как из крупных, так и из мелких пор и трещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины. Поэтому нагнетание воды в залежь, приуроченную к гидрофильному коллектору, приводит к «кинжальному» прорыву воды через наиболее крупные проводящие каналы, что приводит к катастрофически быстрому обводнению добывающих скважин и разрешению месторождения.

Экспериментально установлено, что при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного — не более 5%. Кроме того, от характера смачиваемости зависит форма водонефтяного и газоводяного контактов, высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефт е — и водонасыщенность в поровом пространстве пласта, а следовательно, запасы нефти и газа. Существенное влияние смачиваемость оказывает на электрические свойства пласта, так как контролирует распределение в коллекторе пластовой воды и углеводородов, обладающих резко различной электропроводностью. В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всей поверхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы. В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в виде изолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данном случае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствие прерывистости ее распространения.

В общем, смачиваемость определяют как тенденцию одного флюида прилипать к поверхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора а присутствии других несмешивающихся флюидов, т, е. флюидов, имеющих между собой поверхность раздела, охарактеризованную тем или иным межфазным натяжением. Теоретически смачиваемость на границе воды и нефти (газа) определяется наступающим контактным углом смачивания. Для гидрофильных пород он не превышает 90° и обычно равен 30°, тогда как для гидрофобных составляет более 90°. В связи с особенностями смачиваемости горных пород, наличием их разностей, одинаково взаимодействующих с пластовой водой и нефтью, а также сложностью установления точного раздела между гидрофильными и гидрофобными кернами средствами существующих методик, в нефтегазовой геологии выделяют класс горных пород с промежуточной смачиваемостью . Таким образом, в нефтегазовой геологии к классу гидрофильных отнесенье породы с контактными углами, изменяющимися в диапазоне 0-75С. У пород с промежуточной смачиваемостью краевой угол составляет 75-105°. Контактный угол 105-180° принят в качестве признака гидрофобности породы. Однако следует отметить, что, равный 180°, он должен характеризовать породу абсолютно несмачиваемую . В реальных условиях вряд ли возможно полное отсутствие взаимодействия между соприкасающимися фазами. К тому же случаи, когда краевые углы на контактах различных фаз превышали бы 155°, неизвестны. Вместе с этим необходимо помнить, что в понятие « гидрофильность-гидрофобность » горной породы внесена доля условности. При этом под гидрофобной подразумевают горную породу, которая нефтью смачивается предпочтительнее, чем водой, но это вовсе не значит, что она ни в коей мере не предрасположена смачиваться водой, В то же время понятие « гидрофильность » не означает полного несмачивания ее нефтью.

Среди исследователей нет единого мнения относительно природы смачивающих свойств горных пород. Тем не менее, большинство из них сходятся в представлениях о том, что мера гидрофильности или гидрофобности горной породы зависит от ее минерального состава, качества поверхности зерен, электрического заряда, а также от свойств насыщающей ее жидкости или газовой фазы. Установлено, что в общем степень гидрофильности пород уменьшается от кварцевых песчаников к карбонатным породам. Среди геологов-нефтяников существует мнение, что песчаные и глинистые породы в подавляющем большинстве являются гидрофильными, а поверхности карбонатных пород в равной мере или чаще имеют гидрофобные свойства. По данным различных исследователей, в карбонатных породах доля гидрофобных разностей достигает 50-75 %. Однако, вопреки суммарному представлению геологов-нефтяников, в последние годы установлено, что и среди песчаных пород существенную долю (до 40 %) составляют гидрофобные разности. В данном случае важное значение имеет вопрос вторичности-первичности гидрофобных свойств поверхности емкостного пространства природных резервуаров .

Как известно, у большей части осадочных пород минералами, обусловливающими их свойства, являются кварц и минералы глин. Количественные соотношения этих составляющих определяют не только тип породы и ее физико-механические характеристики, но также физико-химические свойства. Кварц в обычных условиях представляет собой минерал с повышенной гидрофильностьо . и от его концентрации и породе зависит ее смачиваемость . В значительной мере именно поэтому среди песчаных пород орогенных формаций, где содержание кварца низкое или он отсутствует вовсе, первично гидрофобные разности встречаются чаще, чем на платформах.

Вторичная гидрофобность песчаных и карбонатных пород, представляющая известное явление, обусловлена разнообразными причинами, в том числе в значительной мере взаимодействием их с углеводородами при определенных пластовых условиях. Казалось бы, что вода, насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных пород, будучи по отношению к ним в сравнении с нефтью первичной . з анимает положение лучше смачивающей фазы, и нефть в поровом пространстве и трещинах отделена от поверхности породы пленкой связанной воды. На основе такого умозаключения в начальные этапы развития нефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносные резервуары, относили к классу гидрофильных . Затем было установлено, что, несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхности емкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характер поверхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытесняя ее из активных центров адсорбции, и адсорбироваться на поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачивания увеличивается, и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью, чем водой.

Экспериментально установлено, что углеводородный газ, пропущенный через гидрофильные песчаники, также гидрофобизирует поверхность емкостного пространства. В связи с этим недопустимо при разработке газонефтяной залежи позволять нефти перемещаться в пространство, которое было прежде занято газовой шапкой, иначе значительная часть нефти будет безвозвратно потеряна, вследствие ее адсорбции на поверхности пор и трещин. По данным американских исследователей, песчаные породы, содержащие углистые включения, обладают низкой степенью гидрофильности или являются даже гидрофобными вследствие диффузии органических соединений от частиц детрита ого угля и их адсорбции в период диагенеза.

Кроме того, выделяют песчаные коллекторы со смешанной смачиваемостью , в которых поверхности мелких пор характеризуются гидрофильными, а поверхности крупных — гидрофобными свойствами. При этом считают, что нефть, заняв в первоначально гидрофильном коллекторе только крупные поры, со временем их гидрофобизирует , тогда как относительно мелкие поры, занятые пластовой водой, остаются гидрофильными. Однако присутствие нефти в коллекторе не всегда приводит к гидрофобизации его поверхности. Для гидрофобизации первично гидрофильных пород, кроме насыщенности их нефтью, необходимы дополнительные условия. Экспериментально установлено, что кварцевые песчаники с повышенной первичной гидрофилыюстыо при насыщении их нефтью и нагреве до температуры 11 С и выше, но не превышающей температуру отжига органических веществ, становятся гидрофобными. С результатами данного эксперимента согласуется то, что продуктивные кварцевые песчаники шеркалинской свиты уникального Талинского месторождения нефти, открытого а Западной Сибири, характеризуются не только гидрофильными, но в значительной мере гидрофобными или нейтральными по отношению к воде и нефти свойствами. Современные пластовые температуры в продуктивной части юры этого месторождения составляют от 80 до 140°С. Очевидно, что в геологическом прошлом, в частности, в период формирования нефтяных залежей пластовые температуры здесь имели еще большие значения.

Смотрите так же:  Приказ о итогах конкурса в доу

В связи с присутствием в продуктивной толще Талинского месторождения гидрофобных разностей коллекторов поучительно рассмотреть историю его разработки, которая осуществляется с применением внутриконтурного заводнения . Продуктивный горизонт шеркалинской свиты юры Талинского месторождения представлен песчано-гравийными породами с резко изменчивыми свойствами и составом. Эффективная толщина достигает 30 м . В подошвенной части горизонта развиты породы с очень крупными порами и даже кавернами, диаметр которых достигает нескольких миллиметров. Диапазон изменения отметок ВНК по площади залежи достигает нескольких десятков метров. В ряде скважин (4, 144 и др.) с абсолютных отметок, превышающих достоверно установленный в соседних скважинах ВНК, получены притоки пластовой воды. Опытно — промышленная эксплуатация Тали некого

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Гидрофобная порода

По имеющемуся керну для каждого пропластка определен средний показатель смачиваемости М, изменяющийся от 1 для гидрофильных до 0 для гидрофобных пород . [16]

В случае гидрофильной порсды вытеснению нефти способствуют как капиллярная пропитка, так и гравитационное внедрение воды, в то время как в случае гидрофобной породы вытеснение осуществляется только процессами дренирования. [17]

Образование в пласте газовой фазы при падении пластового давления ниже давления насыщения ведет к увеличению нефтеотдачи только в том случае, когда породы пласта являются гидрофильными; при гидрофобных породах дополнительная нефть не извлекается из пласта, так как в нем образуется неподвижная газовая фаза. Кроме того, текстура и структура пород могут быть такими, что замещение нефти газом не всегда благоприятно даже в случае гидрофильных пород. Для того чтобы определить, являются ли благоприятными в отношении нефтеотдачи условия для замещения фаз в пласте, необходимо провести соответствующие исследования на образцах пород, взятых из данного пласта. [18]

На рис. 1.2 а и 1.26 приведены эти кривые, из которых видно, что при одной и той же водонасыщенности в гидрофильной пористой среде относительная проницаемость для нефти в 3 — 4 раза выше, чем в гидрофобной породе . [19]

В гидрофобной породе капиллярное давление на границе нефть-вода направлено в сторону водной фазы и препятствует проникновению вытесняющей воды в нефтенасыщенное пространство коллектора. [20]

Исследованиями, выполненными в США, также показано, что в гидрофильных пластах при насыщенности норового пространства защемленным газом от 14 до 24 % нефтеотдача залежи при вытеснении нефти водой может увеличиться на 8 — 10 % по сравнению с заводнением при давлениях выше давления насыщения. В преимущественно гидрофобных породах нефтеотдача после прокачки многих поровых объемов воды не зависит от газонасыщенности пластов перед заводнением. [21]

Пластовая вода вероятно, располагается в виде дискретных-капелек в центрах поровых каналов. Заводнение в гидрофобной породе гораздо менее эффективно, чем ъ гидрофильной. Когда заводнение началось, вода образует непрерывные каналы через центры более крупных пор, толкая нефть вперед. Нефть остается в более мелких трещинах и порах. Когда нагнетание воды продолжается, вода внедряется в более мелкие поры, чтобы образовать дополнительные непрерывные каналы, а водонефтяной фактор извлекаемых флюидов постепенно возрастает. Нефтеотдача до прорыва относительно мала и большая часть нефти добывается после прорыва. Водонефтяной фактор постепенно возрастает после прорыва. Заводнение в гидрофобном коллекторе менее эффективно, чем заводнение в гидрофильном, поскольку нужно нагнетать больше воды, чтобы извлечь одинаковое количество нефти. Таким образом, большая часть этой нефти все же непрерывна на протяжении тонких нефтяных пленок и может быть извлечена. В противоположность гидрофильному случаю нефтедобыча сильно зависит от объема нагнетаемой воды. [22]

Для надежной оценки ОНИ необходимо иметь достоверные данные о диэлектрических свойствах пород и флюидов. Отсутствуют данные о влиянии характера распределения ОНИ в гидрофильной и гидрофобной породе на диэлектрические свойства пород с разной литологией, что затрудняет оценки при различном состоянии ОНИ и не позволяет определять его структуру. Большие погрешности в оценку вносит неопределенность литологического состава, особенно не контролируемые изменения глинистости. Метод, предложенный фирмой Шлюмберже ( электромагнитного распространения) обладает малой глубинностью и на его результаты существенно влияет состояние околоскважинной зоны. [23]

При угле смачивания породы водой 90 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 90 оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы , капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. [24]

При угле смачивания породы водой 690 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 090 оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы , капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. [25]

Этот фактор не является столь важным при газонапорном режиме, так как порода коллектора смочена в этом случае нефтью, и можно легко измерить поверхностное натяжение нефти в условиях пластового давления и температуры. Однако в условиях гидравлического напора необходимо сделать выбор между гидрофильной и гидрофобной породой , а не так легко измерить смачиваемость и краевой угол в пластовых условиях. [26]

При этом на обеих кривых выделяется четко выраженный минимум. Различие указанных кривых состоит в том, что в гидрофобных породах этот минимум достигается несколько раньше, чем в гидрофильных. [28]

Одним из основных факторов при проведении опытов по вытеснению нефти водой является выбор скорости вытеснения. Учитывая, что по этому вопросу существуют противоречивые мнения, был проведен анализ работ по вытеснению нефти и ее моделей водой из гидрофильных и гидрофобных пород . [29]

Характер зависимости Qf ( t) можно объяснить следующим: после снижения давления в системе выпадает жидкий конденсат. Несмотря на снижение давления до давления максимальной конденсации, часть конденсата остается в газовой фазе в аэрозольном состоянии. По мере фильтрации продолжается выпадение капелек конденсата из системы, и имеет место налипание конденсата к гидрофобной породе . В конце исследования все аэрозольные капельки конденсата выпадают, и газоконденсатная смесь ведет себя как сухой газ, поэтому расход газа быстро стабилизируется. [30]

Гидрофильность и гидрофобность

ГИДРОФИЛЬНОСТЬ И ГИДРОФОБНОСТЬ (от греч. hydor — вода и philia — любовь или phobos — боязнь, страх * а. wetting ability hydrophoby; н. Hydrophilie und Hydrophobie; ф. hydrophilite et hydrophobie; и. hidrofilia е hidrofobia) — понятия, характеризующие сродство веществ или образованных ими тел к воде; это сродство обусловлено силами межмолекулярного взаимодействия. Понятия гидрофильность и гидрофобность могут относиться в равной степени к веществу, к поверхности тела и к тонкому слою (в пределе — толщиной в одну молекулу) на границе раздела фаз (тел). Гидрофильность и гидрофобность — частный случай лиофильности и лиофобности — характеристик молекулярного взаимодействия веществ с различными жидкостями.

Общей мерой гидрофильности служит энергия связи молекул воды с поверхностью тела; её можно определить по теплоте смачивания, если вещество данного тела нерастворимо. Гидрофобность рассматривают как малую степень гидрофильности, т.к. между молекулами воды и любого тела всегда действуют в большей или меньшей степени межмолекулярные силы притяжения. Гидрофильность и гидрофобность можно оценить по растеканию капли воды на гладкой поверхности тела (рис.); характеризуются краевым углом смачивания; на гидрофильной поверхности капля растекается полностью, на гидрофобной — частично, причём величина угла между поверхностями капли и смачиваемого тела зависит от того, насколько данное тело гидрофобно.

Гидрофильны все тела, в которых интенсивность молекулярных (атомных, ионных) взаимодействий достаточно велика. Особенно резко выражена гидрофильность минералов с ионными кристаллическими решётками (например, карбонатов, силикатов, сульфатов, глин и др.), а также силикатных стёкол. Гидрофобны металлы, лишённые оксидных плёнок, органические соединения с преобладанием углеводородных групп в молекуле (например, парафины, жиры, воски, некоторые пластмассы), графит, сера и другие вещества со слабым межмолекулярным взаимодействием.

Смотрите так же:  Развод после 50 как пережить

Понятия гидрофильность и гидрофобность применимы не только к телам или их поверхностям, но и к единичным молекулам или отдельным частям молекул. Так, в молекулах поверхностно-активных веществ различают гидрофильные (полярные) и гидрофобные (углеводородные) группы. Гидрофильность поверхности тела может резко изменяться в результате адсорбции таких веществ. Повышение гидрофильности называется гидрофилизацией, а понижение — гидрофобизацией. Оба явления играют важную роль при обогащении руд методом флотации. Гидрофилизация приводит к селективной депрессии минералов пустой породы. Для этих целей применяют органические (крахмал, декстрин и др.) и неорганические (жидкое стекло, цианид натрия и т.д.) реагенты. Гидрофобизация вызывается добавлением специальных реагентов-собирателей. См. также Смачиваемость.

Справочник по геологии

Насыщенность пород

В природных пластах все поры заполнены водой, нефтью и газом. Нефть и газ в породах – коллекторах при формировании залежи всегда приходят на смену воде, поэтому в порах всегда находится остаточная вода. Она находится в виде молекулярно связанной пленки на стенках пор.

Горная порода, имея различный минеральный состав, по – разному реагирует на воду и углеводороды. Породы, которые смачиваются водой лучше, чем нефтью, называются гидрофильными, смачиваемые лучше нефтью, чем водой – гидрофобными. В чистом виде ни тех, ни других пород не существуют. Принято считать гидрофобными, если доля воды в порах составляет менее 0,1 (10%), гидрофильными – в том случае, если доля воды в открытых порах превышает эту грань.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении.

Заполняемость порового пространства водой, нефтью и газом определяется через коэффициенты водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Все коэффициенты представляют собой отношение объема, заполненного остаточной водой, нефтью или газом к суммарному объему открытой пористости и определяются соответственно по формулам:

где Кв, Кн, Кг – соответственно коэффициенты насыщения пор водой, нефтью, газом;

Vв, Vн, Vг – объем порового пространства, занятый соответственно водой, нефтью, газом;

Vо.п. – суммарный объем открытых пор.

В сумме доля воды, нефти и газа в порах составляет единицу:

Измеряется коэффициент насыщения каким – либо флюидом или в долях единицы или в процентах (Например: Кн=0,85 или 85%).

Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Гидрофобные коллекторы

В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода образует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 10. 15 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах. [c.32]

В гидрофобных коллекторах смачивающей жидкостью является нефть, поэтому вода вытесняет нефть только из крупных и средних пор. В мелких порах нефть удерживается капиллярными силами, что является основной причиной низкой степени извлечения нефти из гидрофобных пластов. Таким образом, в гидрофобных коллекторах остаточная нефть содержится в виде пленки на поверхности и в малых порах. [c.12]

Остаточная нефтенасыщенность гидрофобных коллекторов обычно выше, чем в случае гидрофильных. Поэтому возможно уменьшить содержание остаточной нефти в пористой среде, если изменить смачиваемость поверхности породы. В качестве смачивателей эффективны растворы щелочных реагентов, ряда ПАВ и т.п. [c.30]

Перенося полученные результаты на пласт, можно предполагать, что в условиях реальных коллекторов суммарное количество остаточной нефти за счет молекулярно-поверхностных эффектов в гидрофобных и гидрофобизованных участках будет большим, чем это получено в опытах для однородной пористой среды. [c.100]

Опыты, проведенные Л. Н. Орловым [140] со свежими кернами непосредственно в промысловых условиях, показали капельное распределение погребенной воды в зонах контакта зерен. И наконец, обратимся еще раз к исследованиям, результаты которых указывают на то, что в основном поверхность зерен коллектора гидрофобна. [c.179]

Войлочные материалы из политетрафторэтиленовых элементарных волокон являются химически инертными и могут длительно использоваться при 288 °С с пиковыми температурами до 316 °С. Волокна являются гидрофобным веществом малой плотности, что позволяет фильтровальным материалам из этих волокон улавливать не только твердые частицы, но и мелкие капельки кислотного тумана. Гидрофобность волокон способствует стеканию капель по поверхности в коллектор. [c.354]

На многих месторождениях имеются участки (зоны) с коллекторами, поверхность породы которых гидрофобна (плохо смачивается водой). Причины такого явления пока еще не совсем ясны гидрофобные песчаники довольно хаотично чередуются с гидрофильными породами и иногда занимают большие объемы в теле залежей. [c.24]

Осложнения разработки залежей с зональной неоднородностью по смачиваемости пород объяснялись проявлением в пористой среде такого микропроцесса, как движение за счет капиллярного давления. В гидрофобной породе капиллярное давление на границе нефть—вода направлено в сторону водной фазы и препятствует проникновению вытесняющей воды в нефтенасыщенное пространство коллектора. При недостаточном гидродинамическом градиенте давления гидрофобные участки породы могут оказаться [c.25]

Одним из основных параметров, характеризующих физикохимическую природу пластовой системы, следует считать смачиваемость пласта вытесняющим агентом. В связи с этим нефтесодержащие коллекторы следует классифицировать как а) гидрофильные (0 30″ ) б) гидрофобные (0>9О°) в) породы с промежуточным значением угла смачиваемости (ЗО° 1х углов смачивания гидрофильные — 0° 70 %) достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные — гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских песчаников Волго-Уральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вы- [c.32]

Большинство минералов, образующих нефтяные пласты, относится к гидрофильным. Максимальную гидрофильность имеют глины гидрослюдистого состава и кварц. Минимально гидрофильны — известняки, доломиты и полевые шпаты [1, 6]. Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений обладает промежуточной (мозаичной) смачиваемостью, т.е. содержит гидрофильные и гидрофобные участки. Поэтому в месторождениях после заводнения может содержаться остаточная нефть в виде защемленных капель и пленочная нефть. [c.12]

Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения. В зависимости от природы нефтенасыщенного порового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. В работе [70] приведены результаты расчетов, выполненные В. В. Суриной. Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно [c.69]

Кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа по мере роста значения N0 может быть разделена на три участка. Первый практически горизонтальный участок наблюдается при Кс = 10 . ..10 , что соответствует условиям обычного заводнения. При этом в зависимости от свойств коллектора и нефти остаточная нефтенасыщенность может составлять 20. .. 45%. На втором участке, при больших значениях капиллярного числа, наблюдается быстрое снижение содержания остаточной нефти. Наклон этого участка на кривой зависимости остаточной нефтенасышенности от Кс мало зависит от условий конкретного месторождения. Однако положение кривой на графике определяется свойствами породы коллектора и нефти. В случае гидрофобных коллекторов кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа сдвигается в область больших значений Кс. Дальнейшее увеличение Кс не приводит к дополнительному нефтевытеснению, т.к. оставшаяся в пористой среде нефть будет существовать в виде слоя высокомолекулярных соединений, адсорбированного на поверхности минеральной породы и в тупиковых порах (третий участок кривой). [c.29]

Одним из перспективных путей повышения нефтеотдачи карбонатных пластов является использование технологии, основанной на применении ПАВ и органических растворителей. В данном разделе рассмотрим экспериментальные данные, необходимые для разработки новых технологий повышения нефтеотдачи для месторождений с вязкими нефтями, высокоминерализованными водами и гидрофобными коллекторами. Исследование проведено на примере каширо-подольских отложений Арланского месторождения, для которых характерны асфальтосмолистые нефти, высокоминерализованные пластовые и закачиваемые воды (плотность 1100-1180 кг/м ), карбонатные коллекторы проницаемостью 0.01-0.20 мкм (среднее значение 0.05 мкм ) и низкая пластовая температура (20-22°С). [c.185]

Смотрите так же:  Пошлина на замену прав в 2018 году

Нефтяной коллектор представляет собой пористую среду, на-ыщенную жидкостью и газами. Поскольку часть поверхности оровых каналов нефтевмещающих пород гидрофильна, а другая асть гидрофобна, то смачиваются они нефтью по-разному. Рас- ределение гидрофильных и гидрофобных участков, их число и ередование зависят от природы породообразующих минералов, изико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и содержания в нем погребенной воды. Исследованиями, проведенными на большом числе месторождений нефти [209], выявлено ледующее распределение различных поверхностей в коллекто- X (%) [c.3]

Коллекторы подразделяли по значениям краевых углов смачивания гидроильные—О° Смотреть страницы где упоминается термин Гидрофобные коллекторы: [c.159] [c.147] [c.366] [c.86] [c.100] [c.98] [c.204] Общая химическая технология неорганических веществ 1964 (1964) — [ c.22 ]

Общая химическая технология неорганических веществ 1965 (1965) — [ c.22 ]

СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ. ГИДРОФИЛЬНЫЕ И ГИДРОФОБНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ

Ранее предполагалось, что поверхность твердой фазы пол­ностью гидрофильна, т.е. избирательно смачивается водой. В этом случае пленка воды равномерно покрывает поверхность,, все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами. Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидро­фобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не сма­чивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды,. а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.

Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы во­дой определяется величиной угла смачивания 0 на границе во­ды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть). При θ = 0 поверхность считается полностью гидрофильной; при 0 2 + и Mg 2+ . С ро­стом содержания ПАВ в пластовой нефти, минерализации воды и концентрации в ней Са, Mg при прочих равных условиях уменьшается значение σна границе нефть — вода, что можно использовать как средство прогноза вероятности гидрофобиза­ции коллектора нефти [29]. В карбонатных коллекторах усло­вия для гидрофобизации нефтеносного коллектора более бла­гоприятны, чем в терригенных. Для терригенных коллекторов вероятность гидрофобизации возрастает также с появлением карбонатного цемента. Частичная гидрофобизация газоносного коллектора возмож­на благодаря его частичному «высушиванию», причем вероят­ность гидрофобизации возрастает с уменьшением глинистости и улучшением коллекторских свойств. Возможность гидрофо­бизации терригенных и карбонатных коллекторов нефте- и газонасыщенных возрастает с появлением в породе битумов и ча­стиц угля. Гидрофобизация породы-коллектора оказывает существен­ное влияние на величину подсчетных параметров и эффектив­ность разработки месторождения, поэтому необходимы учет степени гидрофобизации и количественная ее оценка. Рассмотрим различные способы количественного определе­ния степени гидрофобности породы. В основе этих способов лежит сравнение результатов эксперимента, выполненного по одной и той же программе на «сыром» образце, извлеченном из скважины, с предполагаемой частичной гидрофобностью его, и на том же образце, прошедшем экстракцию — обработку орга­ническими растворителями, в результате которой частично гид­рофобный образец становится полностью гидрофильным, а гид­рофильный сохраняет избирательную смачиваемость. Качествен­ный признак частичной гидрофобности «сырого» образца — из­менение результатов эксперимента после экстракции.

Среди многочисленных способов определения фильности поверхности твердой фазы рассмотрим следующие.

П. А. Ребиндер предложил в качестве количественной меры смачиваемости (фильности) изучаемого объекта водой коэффи­циент

где Qсм.в — теплота смачивания 1 г изучаемого вещества водой;. Qсм.н — теплота смачивания того же вещества неполярной жид­костью, например бензолом.

Для преимущественно гидрофильных объектов β>1, для гидрофобных β -1 . Затем образец помещают на 20 ч в дистиллированную воду, после чего центрифугируют его в дистиллированной воде. Про­должительность центрифугирования и пребывания образца в керосине и воде без центрифугирования изменяют с учетом коллекторских сзойств образца. В ходе эксперимента опреде­ляют массы: образца, насыщенного водой, в воде —mr, образ­ца в воде после пребывания в керосине до центрифугирова­ния— т2; образца после центрифугирования в керосине — m3; образца в воде после пребывания в воде — т4; образца в воде после центрифугирования в воде — т5; сухого образца в воздухе — m6; насыщенного водой образца в воздухе — т7. На основе полученных значений массы образца при различных условиях вычисляют значение М — показателя гидрофильности: Параметр М характеризует отношение объема керосина, вытесненного при капиллярной пропитке образца водой до цент­рифугирования, ко всему объему вытесненного керосина после центрифугирования. Для полностью гидрофильного образца М=\, для полностью гидрофобного M = Q. Параметр Р харак­теризует отношение объема воды, вытесненной при центрифуги­ровании в керосине, к объему керосина, вытесненного при цент­рифугировании в воде. Для полностью гидрофобной породы Р=1, для полностью гидрофильной Р = 0.

Данные эксперимента позволяют рассчитать также коэффи­циент остаточного водонасыщения kB. в образце после вытесне­ния воды керосином при капиллярной пропитке и центрифуги­ровании:

где δв, δк — плотность воды и керосина.

Коэффициент остаточного керосинонасыщения kк.=1—ka_a после вытеснения керосина водой в процессе капиллярной про­питки и центрифугирования.

В изложенном методе вначале моделируется заполнение кол­лектора нефтью при формировании нефтяной залежи, а затем — процесс вытеснения нефти водой, происходящий при разработке нефтяных месторождений с применением законтурного завод­нения. Керосин, используемый в качестве нефти, может быть заменен моделью нефти или нефтью из данного геологического объекта, что приблизит условия эксперимента к реальным усло­виям формирования залежи и ее разработки. Предложенные параметры М и Р позволяют количественно охарактеризовать степень гидрофобности породы и влияние ее на формирование залежи, что необходимо при подсчете запасов и на степень вы­работки продуктивного коллектора, что важно при анализе раз­работки.

Дата добавления: 2015-05-26 ; просмотров: 3078 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Коллекторы нефти и газа в разрезе осадочного чехла З.С. Гидрофобные и гидрофильные коллекторы, размещение в них н.и г;

По геологическому строению Западно-Сибирская провинция представляет собой эпипалеозойскую тектоническую плиту с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом, толщина осадочного чехла может составлять 4 км и более.В Западно-Сибирской провинции выделяются 15 нефтегазоносных областей. Каждая из них, в свою очередь, включает несколько нефтегазоносных районов. Четыре области на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская) преимущественно газоносные. Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская на западе, Фроловская, Среднеобская и Каймысовская в центре, Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская на востоке — нефтегазоносные, содержат, в основном, ресурсы нефти.

гидрофильность и гидрофобность коллекторов зависит от их структурно-вещественного состава т.е. состава пород их % содержания геометрии и т.д., характеризуется параметром — смачиваемость который существенно зависит от электрических свойств пласта. Гидрофобные породы лучше смачиваются нефтью, а гидрофильные лучше водой. Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценить характер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы). Вода, попадая в гидрофильный коллектор и смачивая его поверхность, вытесняет нефть,как из крупных, так и из мелких пор и трещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины. Поэтому нагнетание воды в залежь, приуроченную к гидрофильному коллектору. При близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного — не более 5%. Кроме того, от характера смачиваемости зависит форма водонефтяного и газоводяного контактов, высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефте- и водонасыщенность в поровом пространстве пласта, а следовательно, запасы нефти и газа. В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всей поверхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы. В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в виде изолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данном случае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствие прерывистости ее распространения.В общем, смачиваемость определяют как тенденцию одного флюида прилипать к поверхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора.