К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.061.4

© Н.Ю.Нестеренко, 1995

СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТОВЫМИ ФЛЮИДАМИ

Н.Ю.Нестеренко (УкрГГРИ)

Усовершенствование существующих и внедрение новых методов разработки залежей нефти и газа требуют глубокого изучения микропроцессов и явлений, происходящих на контакте пористая среда - пластовые флюиды. К таким явлениям, которые редко учитываются, относится смачиваемость поверхности пород.

Поскольку одна часть поверхностных поровых каналов гидрофильная, а другая - гидрофобная, то смачиваются они, естественно, пластовыми флюидами по-разному. Распределение гидрофильных и гидрофобных зон в объеме, их число и чередование зависят от природы породообразующих минералов, их адсорбционной способности, физико-химических свойств нефти, воды и газа, условий миграции последних.

Присутствие гидрофобных и гидрофобизованных зон в пласте обусловливает непосредственный контакт их с нефтью, а значит, адсорбцию поверхностно-активных компонентов на поверхности породообразующих минералов. В нефтеносном коллекторе гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных молекул поверхностно-активных углеводородов - нафтеновых кислот, смол, асфальтенов и др., которые в границах отдельных областей поровой поверхности прорывают пленку остаточной воды и занимают активные центры поверхности. Вероятность прорыва водной пленки и частичной гидрофобизации коллектора возрастает с повышением минерализации пластовой воды и содержания в ней ионов Са2+ и Mg+.

Для терригенных коллекторов гидрофобизация поверхности возрастает с появлением карбонатного цемента. В известняках, кроме обычной адсорбции молекул поверхностно-активных углеводородов, возможна их хемосорбция, которая сопровождается образованием на поверхносги пор новых соединений, например нафтенатов кальция. Для коллекторов, содержащих газоконденсат, частичная гидрофобизация поверхности вероятна вследствие их "высушивания", выпадения конденсата в пористой среде при изменении первоначальных термодинамических условий в залежи.

Исследованиями, проведенными на большом числе образцов, отобранных из залежей многих нефтяных регионов мира [5]. установлено такое распределение различных поверхностей в коллекторах, %:

Поверхность

Коллектор

терригенный

карбонатный

Гидрофильная

27

8

Гидрофобная

66

84

Нейтральная

7

8

Очевидно, что в подавляющем большинстве случаев нельзя согласиться с представлениями о гомогенном (однородном) характере смачиваемости пород. Некоторые исследователи придерживаются гетерогенной (неоднородной) модели, согласно которой поровые каналы имеют самый различный спектр смачивания. Однако такая модель обосновывается лишь теоретически и пока не подтверждена экспериментально, что и является предметом исследований, изложенных в данной статье.

Вопросы изучения смачиваемости поверхности пород остаются дискуссионными: отсутствуют общепринятые методики определения данного параметра, единый взгляд о влиянии смачиваемости поверхности пород на их электрические свойства, о воздействии экстракции образцов керна растворителями на сохранение их первоначальной смачиваемости. Немаловажной является проблема поддержания представительности состояния поверхности пород (Амикс Д. и др., 1962: Котяхов Ф.И„ 1956: Крейг Ф.Ф., 1974; Пирсон С.Д., 1961; [1-4]).

Известны методы дифференциальной и интегральной оценки смачиваемости поверхности пород-коллекторов. Однако преобладающее большинство из них не имеют четкой физической основы или же ограничиваются качественными определениями, не позволяющими однозначно и детально изучить изменение характера смачиваемости поровых каналов, по которым происходят миграция и фильтрация пластовых флюидов.

Для оптимизации разработки нефтяной или газовой залежи, по нашему мнению, наибольший практический интерес представляют динамические методы количественной оценки гидрофобности коллектора как в интегральном, так и в дифференциальном видах, базирующиеся на изучении процессов формирования и разработки месторождения.

Методика, удовлетворяющая перечисленным требованиям, была разработана в УкрГГРИ. В ее основе лежит исследование механизма капиллярного вытеснения полярно противоположных фаз, например воды и керосина, из пористой среды при различных перепадах давлений. При этом мы исходили из представления о том, что если пористая среда одинаково смачивается и водой, и нефтью (керосином), то кривые капиллярного вытеснения воды и нефти должны совпадать во всем диапазоне изменения размеров пор. Если же поровая поверхность смачивается полярно противоположными фазами неодинаково, то кривые капиллярного вытеснения должны отклоняться относительно друг друга в ту или иную сторону, и по степени относительного отклонения насыщения породы водой и нефтью (керосином) при одинаковых условиях вытеснения (одинаковых перепадах давлений) можно количественно оценить краевые углы смачивания.

Рассмотрим процесс вытеснения полярно противоположных фаз из пористых сред с различным характером смачиваемости поверхности.

На рис. 1, 2, 3, 4 представлены кривые давления вытеснения и капиллярного давления, полученные экспериментальным путем для пород с нейтральной смачиваемостью, гидрофильных и гидрофобных, а также с микрогетерогенной смачиваемостью.

Для пород с нейтральной смачиваемостью (см. рис. 1) кривые зависимости давления вытеснения dр от водо- и нефтенасыщения Кв и Кн

dР=f( Кв ), dР=f( Kн )

совпадают во всем диапазоне размеров пор, а капиллярное давление Рк, согласно формуле Лапласа, пропорционально краевому углу смачивания q (q = 90°) и равно нулю.

Для гидрофильных пород (см. рис. 2) кривая зависимости dр = f (Кв) расположена значительно правее кривой dP = f (Kн), а Рк имеет положительный знак, т.е. совпадает по направлению с гидродинамическими силами (q <90°).

Гидрофобные породы (см. рис. 3) характеризуются смещением кривой зависимости dр = f (Кв) влево относительно dр = f (Кн), а Pк имеет знак минус, т.е. направлено противоположно гидродинамическим силам (q >90°). Таким образом, гидрофильные породы при одинаковых давлениях вытеснения "водную" фазу удерживают сильнее, чем "нефтяную", а гидрофобные - наоборот.

Породы с микрогетерогенной смачиваемостью воплощают в себе все перечисленные виды смачиваемости (см. рис. 4). Для них типично то, что поровые каналы максимального размера гидрофобны, минимального - гидрофильны, а Рк изменяется от отрицательных до положительных значений (0 < q < 180°).

Смачиваемость поверхности пород может быть оценена в дифференциальном виде по относительному отклонению текущих значений Кв от Кн в точках 1-6 (см. рис.1,а; 2,a; 3,a; 4,а), а в интегральном виде - по тому же параметру, но при 50%-й насыщенности пор водой. Очень важным условием при этом должен быть контроль за полнотой насыщения образцов водой и керосином (равенство пористости, определенной по воде и керосину). Для слабопроницаемых пород (Кг < 10 *10-15 м2) эти условия зачастую не соблюдаются, что требует длительного донасыщения образцов водой.

Предложенная методика определения смачиваемости пород-коллекторов проста в исполнении, реализуется с помощью общеизвестного лабораторного оборудования (групповые капилляриметры, центрифуга). После того как изучена смачиваемость поверхности единичных образцов, можно переходить на модели пласта, составленные из образцов с одинаковым характером смачивания:

гидрофильные, гидрофобные, с нейтральной и микрогетерогенной смачиваемостью, изучать влияние остаточной водонасыщенности и термодинамических условий на особенности изменения смачиваемости при помощи фильтрационных установок. При этом керосин можно заменить рекомбинированной пробой пластовой нефти. В процессе вытеснения воды нефтью и нефти водой измеряются текущие значения насыщения Кв, Кн, определяется кратность промывки пор t, а затем строятся графики зависимостей Кв = f ( t ) и Кн = f ( t ), по которым определяют краевые углы смачивания.

На рис. 5 и в табл. 1 представлены результаты исследований по определению смачиваемости пород на модели пласта с пористостью 9,4 %, проницаемостью 9,1*10-15 м2 при эффективном давлении 18 МПа и температуре 348 К. Вязкость воды mв = 0,65 мПа*с, ее общая минерализация 165 кг/м3; вязкость нефти mн= 1,68 мПа*с.

В литологическом отношении модель пласта была представлена средне-мелкозернистыми разностями песчаников кварцевого состава (92 - 99 %). Характерной особенностью песчаников является неравномерная цементация. Тип цементации контактово-пленочно-поровый и неполнопоровый, регенерационный и смешанный. Цементирующий материал состоит из глинистых агрегатов (гидрослюды), кварца и битума. Отличительная черта песчаников - неравномерная степень вторичных преобразований, проявляющихся в окварцевании, разрушении содержащихся в обломках полевых шпатов, коррозии минерального скелета с выносом и переотложением вещества, микротрещиноватости.

Как видно из приведенных данных, поровые каналы минимального размера - гидрофильные (q = 77-79°), а максимального - имеют смачиваемость, очень близкую к нейтральной (q = 87-89°).

Отработка предложенной методики определения смачиваемости и ее апробация осуществлялись на образцах терригенных пород (песчаников), отобранных из различных нефтегазоносных регионов: Уренгойское месторождение, пласты БУ-10, БУ-11 (Западная Сибирь), Генчяйское месторождение (Балтийская синеклиза) и Куличихинское месторождение, горизонт Т-1 (Днепровско-Донецкая впадина). На рис. 6, 7, 8 и в табл. 2 представлены результаты изучения смачиваемости типичных классов пород: гидрофильных, гидрофобных, с нейтральной и микрогетерогенной смачиваемостью.

Из полученных данных нетрудно заметить, что представление о гомогенном характере смачивания поверхности поровых каналов пород-коллекторов справедливо лишь для образцов, характеризующихся нейтральной смачиваемостью (q = 90°). Для гидрофильных образцов с уменьшением водонасыщения (размеров пор) краевой угол уменьшается, для гидрофобных - увеличивается, а для пород с неоднородной смачиваемостью поверхности до определенного значения водонасыщения меньше 90°, а затем превышает 90°. Таким образом, для образцов пород гидрофильных, гидрофобных и с неоднородной смачиваемостью экспериментально доказана справедливость принятия гетерогенной модели смачивания поверхности.

При изучении петрофизических свойств коллекторов, определении коэффициента вытеснения нефти водой и другими агентами образцы и модели пластов подбирают по литологическим и фильтрационным свойствам, а характер смачиваемости их поверхности вообще не учитывается. Нередко при этом изучают образцы, отобранные из обнажении, карьеров или изготовленные искусственно. Такой методический подход может привести к неправильным выводам, поскольку моделирование пород по фильтрационно-емкостным свойствам может не отражать объект изучения по смачиваемости, которая в свою очередь контролирует распределение остаточной воды и нефти в коллекторе, определяет эффективность и особенности разработки нефтяных месторождений при заводнении.

С целью изучения влияния смачиваемости поверхности на проницаемость пород нами была поставлена серия экспериментов, которая после завершения подготовительных операций на образцах включала измерение проницаемости по азоту, пластовому газу, дистиллированной воде и очищенному керосину.

Пластовый газ имел следующий компонентный состав, %:

C1 - 59,988; C2 - 10,379;

C3 - 2,378; изо-C4 - 0,152;

н-C4 - 0,262; C5+ - 0,106;

N2 - 18,728; СО2 - 8.007.

Перед измерением проницаемости по пластовому газу образцы насыщались им в специальном контейнере под давлением на протяжении 6 сут до стабилизации адсорбционных процессов. После измерений образцы подвергались холодной экстракции в спиртобензольной смеси, высушивались до постоянной массы, затем насыщались дистиллированной водой под вакуумом, после чего измерялась проницаемость по воде. Затем образцы опять высушивались, насыщались керосином и измерялась проницаемость по керосину. Результаты определений проницаемости для пород, обладающих различной смачиваемостью поровой поверхности, представлены в табл. 3.

Из приведенных данных видно, что проницаемость по пластовому газу для гидрофильного образца 151-1 Уренгойского месторождения в 1.2 раза ниже, чем по азоту, и в 3,6 раза выше по керосину, чем по воде. Для гидрофильного образца 29451 Рудовского месторождения проницаемость по пластовому газу в 1,4 раза ниже проницаемости, измеренной по азоту, и в 1,47 раза выше по керосину, чем по воде.

Гидрофобный образец 26428 имеет проницаемость по азоту в 1,6 раза ниже, чем по пластовому газу, а по керосину в 1,27 раза ниже, чем по воде.

Образец 31369 с нейтральной смачиваемостью поверхности имеет проницаемость по пластовому газу в 1,35 раза ниже, чем по азоту. В данном случае интересным явлением оказалось равенство проницаемостей, измеренных по воде и керосину.

Резюмируя изложенное, следует отметить, что во всех случаях, независимо от характера смачиваемости поверхности, проницаемость по пластовому газу оказалась в 1,20-1,35 раза ниже, чем по азоту, для гидрофильных пород проницаемость по воде ниже, чем по керосину, а для гидрофобных - наоборот. Последнее явление может быть объяснено действием молекулярно-поверхностных сил на процесс фильтрации полярно противоположных жидкостей в образцах, резко отличающихся по смачивающим свойствам. Так, в гидрофильных породах водная фаза взаимодействует со скелетом пористой системы сильнее, чем керосин, следовательно, проницаемость по воде ниже, чем по керосину. В гидрофобных породах керосин удерживается скелетом сильнее, чем вода, и проницаемость по керосину ниже проницаемости по воде, так как вода скользит по гидрофобной поверхности пор.

Породы с нейтральной смачиваемостью имеют одинаковую проницаемость как для воды, так и для керосина, что и следовало ожидать, поскольку поверхность пористой системы одинаково реагирует на движение сквозь нее полярно противоположных фаз (q = 90°,= 0).

Таким образом, по результатам исследований можно сделать следующие выводы:

разработана новая методика определения смачиваемости поверхности пород в дифференциальном и интегральном видах, на основе которой породы подразделяются на гидрофильные, гидрофобные, с нейтральной и неоднородной смачиваемостью;

предположение о гомогенном характере смачиваемости поверхности коллекторов справедливо лишь для пород, обладающих нейтральной смачиваемостью. Для гидрофильных и гидрофобных, а также пород с неоднородной смачиваемостью справедлива гетерогенная модель смачивания, что подтверждено экспериментальным путем;

смачиваемость поверхности пород-коллекторов оказывает существенное влияние на особенности фильтрации пластовых флюидов. Ее необходимо учитывать при проектировании систем разработки месторождений, оценке эффективности вытеснения нефти различными агентами на моделях пластов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. - М.: Недра, 1982.

2 Гиматудииов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1971.

3. Рабиц Э.Г. Об оценке степени гидрофоби-зации пород-коллекторов по разрезу // Тр. ВНИГНИ. - 1979. - Вып.213. - С.153-160.

4. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. -М.: Недра. 1990.

5 Treiber L.E., Archer D.L, Owens W.W. Laboratory evaluation of the wettability of fifty oil - producing reservoirs // SPE. - 1972. -Vol.253. - P.531-540.

 

Рис.1. КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ (а) И КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ (б) ДЛЯ ПОРОД С НЕЙТРАЛЬНОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ (ОБРАЗЕЦ 93782, Кп = 13,2 %, Кг = 16,3 *10-15 м2)

/ - вода; 2 - керосин; значения Кр и Кц рассчитывались относительно единицы

Усл. обозначения см. на рис. 1

 

Рис.4. КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ (а) И КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ (б) ДЛЯ ПОРОД С МИКРОГЕТЕРОГЕННОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ (ОБРАЗЕЦ 94107, Кп = 4,62 %, Кг = 0,26 •10-15 м2)

Усл. обозначения см. на рис. 1

 

Рис.5. ОСОБЕННОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВОДЫ НЕФТЬЮ И НЕФТИ ВОДОЙ НА ГИДРОФИЛЬНОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА (Кп = 9,4 %, Кг = 9,1 * 10-15 м2)

1 - вода; 2 – нефть

Таблица 1

Результаты изучения смачиваемости пород на модели пласта

Номер точки

Водонасыщенность, %

Кратность промывки пор t

Нефтенасыщенность Кн, %

Кратность промывки пор t

Приведенное значение Кн*

Краевой угол смачивания q,

град.

в дифференциальном виде

в интегральном виде

1

63,0

0,35

35,1

0,72

60,1

87

88

2

50,2

0,50

31,5

1,16

50,0

89

3

45,1

0,82

31,0

1,70

35,4

78

4

41,5

1,10

30,8

3,0

32,2

77

5

37,0

3,45

30,5

3,3

30,5

79

Таблица 2

Результаты определения смачиваемости пород, отобранных из различных нефтегазоносных регионов

Номер образца

Пористость насыщения, %

Газопроницаемость, 10-15 м2

Система пластовая вода - воздух

Система керосин - воздух

Краевой угол смачивания q, град.

Классификация пород по смачиваемости

водой Kпв

керосином

Кп к

при атмосферных условиях К1

при эффективном давле-

нии КпррҐ

давление вытеснения DР, 10-3 МПа

водонасыщение Kв, %

давление вытеснения dр, 10-3 МПа

Керосинонасыщение Kн, %

приведенное значение Кн*, %

Дифференциальный

медианный

Уренгойское месторождение

151-1

16,5

16,4

59,3

49,9

6,8

69,5

5,5

53,8

53,0

76

83

ГФЛ

26,7

53,8

22,5

47,8

47,0

82

60,1

46,1

49,5

42,7

41,0

84

106,9

39,0

88,8

38,8

37,0

87

167,0

36,2

138,6

34,5

33,0

85

240,5

32,0

199,8

31,7

30,0

86

34

13,9

13,7

7,6

6,4

6,8

94,8

5,5

74,8

72,0

76

86

ГФЛ

26,7

78,2

22,5

66,3

65,0

80

60,1

66,8

49,5

58,1

56,0

81

106,9

54,4

88,8

53,0

50,0

85

167,0

49,7

138,6

48,3

46,0

86

240,5

44,8

199,8

44,5

42,0

86

106

13,9

14,2

0,1

0,1

6,8

84,7

5,5

95,3

97,0

97

ГФБ

26,7

77,9

22,5

93,7

92,0

99

60,1

75,5

49,5

90,3

89,0

99

106,9

72,8

88,8

88,6

84,0

99

167,0

70,5

138,6

84,6

82,0

98

240,5

65,4

199,8

79,9

77,0

100

83-В

20,1

20,2

188,5

163,2

6,8

47,0

5,5

42,9

43,0

85

90

МГС

26,7

38,3

22,5

37,4

35,0

85

60,1

33,6

49,5

32,9

31,0

86

106,9

29,5

88,8

30,3

29,0

89

167,0

25,8

138,6

28,2

28,0

90

240,5

22,2

199,8

26,2

24,0

94

Генчяйское месторождение

37614

16,5

16,8

202,4

49,4

7,5

37,9

5,3

27,1

27,0

73

90

ГФЛ

30,2

29,7

22,6

18,9

17,5

66

67,9

23,3

47,3

15,6

14,5

68

120,1

20,2

84,1

13,6

12,5

68

188,6

18,2

131,5

11,9

10,5

65

271,6

17,4

189,3

10,3

9,0

61

37623

13,7

14,5

184,4

44,9

7,5

27,6

5,3

36,8

33,0

99

90

ГФБ

30,2

17,5

22,6

22,8

22,0

102

67,9

15,6

47,3

19,6

19,0

100

120,1

13,9

84,1

13,6

12,5

103

188,6

12,7

131,5

11,9

10,5

106

271,6

10,9

189,3

10,3

9,0

109

37415

13,4

13,9

143,6

35,0

7,5

32,7

5,3

33,6

32,7

90

90

НС, ГФЛ

30,2

20,1

22,6

23,3

21,0

90

67,9

16,8

47,3

18,8

16,8

90

120,1

15,1

84,1

16,3

15,1

90

188,6

13,9

131,5

14,3

11,0

78

271,6

11,4

189,3

11,6

8,0

73

37599

8,9

9,4

22,4

5,4

7,5

58,3

5,3

62,6

55,0

87

90

МГС

30,2

30,5

22,6

34,9

34,0

96

67,9

24,9

47,3

30,5

27,0

94

120,1

21,8

84,1

24,7

21,8

90

188,6

20,1

131,5

22,2

14,7

74

271,6

16,6

189,3

12,4

7,5

57

Куличихинское месторождение

31982

17,3

17,8

-

145,1

7,5

38,1

5,3

40,1

38,1

90

90

ГФЛ

30,2

26,8

22,6

25,9

25,0

86

67,9

18,7

47,3

20,6

15,0

78

120,7

12,5

84,1

13,0

9,0

74

31935

20,1

20,6

-

424,1

7,5

19,9

5,3

27,9

27,5

106

90

ГФБ

30,2

13,9

22,6

18,8

20,0

108

67,9

9,8

47,3

17,9

15,0

110

120,7

7,5

84,1

14,5

12,5

114

31988

17,9

18,6

-

86,7

7,5

42,9

5,3

35,2

35,0

79

78

МГС

30,2

30,2

22,6

30,2

28,0

86

67,9

22,2

47,3

25,4

24,5

95

120,7

19,8

84,1

24,5

23,0

98

Примечание. ГФЛ - породы гидрофильные, ГФБ - гидрофобные, НС - с нейтральной смачиваемостью поверхности, МГС - с микрогетерогенной.

Рис.6. КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ДЛЯ ПОРОД ГИДРОФИЛЬНЫХ [а, б), ГИДРОФОБНЫХ (в) И С МИКРОГЕТЕРОГЕННОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ (г) УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

a-г - образцы: a - 151-1; б - 34; в - 106; г - 83-В. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис.7. КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ДЛЯ ПОРОД ГИДРОФИЛЬНЫХ (а), ГИДРОФОБНЫХ (б), С НЕЙТРАЛЬНОЙ (в) И МИКРОГЕТЕРОГЕННОЙ (г) СМАЧИВАЕМОСТЬЮ ГЕНЧЯЙСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

а-г - образцы: а - 37614; б - 37623; в - 37415; г - 37599. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Таблица 3

Фильтрационные свойства пород с различной смачиваемостью поверхности

Номер образца

Азот

Пластовый газ

Вода

Керосин

Изменение угла смачивания q, град.

Классификация пород по смачивае-мости

Уренгойское месторождение

151-1

0,03*

0,06

0,09

24,0**

0,03

0,06

0,09

20,0

0,03

0,06

0,09

0,06

0,09

0,12

76-87

ГФЛ

40,6

38,5

35,6

36,4

32,0

29,1

0,57

0,54

0,54

1,95

1,95

1,95

Рудовское месторождение

29451

0,03

0,06

0,09

0,36

0,03

0,06

0,09

0,26

0,625

0,875

1,125

0,625

0,875

1,125

74-85

ГФЛ

0,44

0,42

0,41

0,28

0,27

0,27

0,055

0,055

0,055

0,084

0,081

0,081

26428

0,03

0,06

0,09

7,32

0,03

0,06

0,09

6,9

0,06

0,09

0,12

0,06

0,09

0,12

93

ГФБ

12,2

11,3

10,5

8,3

8,2

7,6

2,04

2,01

2,01

1,59

1,57

1,57

31369

0,6

0,12

0,18

0,10

0,06

0,12

0,18

0,075

1,75

2,125

2,375

1,75

2,125

2,375

90

НС

0,14

0,13

0,12

0,09

0,09

0,08

0,02

0,02

0,02

0,021

0,02

0,02

Примечание. Измерения проводились при эффективном давлении 36 МПа и температуре 293 К *Числитель - перепад давления др, МПа, знаменатель - проницаемость Кпр, 10-15м2 . **Проницаемость, измеренная с учетом эффекта Клинкенберга КпрҐ, 10-15м2 .

Рис.8. КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ДЛЯ ПОРОД ГИДРОФИЛЬНЫХ (а), ГИДРОФОБНЫХ (б) И С МИКРОГЕТЕРОГЕННОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ (в) КУЛИЧИХИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

а-в - образцы: а - 31982; б - 31935; в - 31988. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

 

ABSTRACT

Improving of existing methods of oil and gas extraction and inculcation of new methods need deep study of microprocesses and events, occurring at the contact of porous medium and bed fluids. Moisten capacity of rocks surface is one of the factors, that are seldom taken under consideration. Dynamic methods of quantitative evaluation of the reservoir hydrophobocy in integral and differential forms, based on the study of fields formation and exploitation, are of the greatest practical interest. The method, elaborated at Ukrainian Geological Research Institute, is based on the mechanism of capillary ousting of polar opposite phases, for example water and kerosene, under different changes of pressure. The authors started with the assumption, that, if porous medium is equally soaked by water and oil (kerosene), then graphs of capillary ousting of water and oil should coincide over all range of pores change. If pore surface is soaked by polar opposite phases not equally, then graphs of capillary ousting should differ from one another. It is possible to evaluate quantitatively border angles of moisten capacity by the degree of relative departure of rock saturation by water and oil (kerosene) under equal conditions of ousting (equal changes of pressure). The study resulted in the following conclusions:new method of moisten capacity definition in integral and differential forms is elaborated, it allows to calibrate rocks at hydrophobic, hydrophilic ones, at rocks with neutral and anisotropic moisten capacity; assumption of homogenous character of reservoir surface soaking is just only for rocks with neutral moisten capacity. Heterogeneous model of soaking is true for hydrophobic, hydrophilic rocks and rocks with anisotropic moisten capacity, what is proved by experiments; the character of the surface soaking considerably influences features of bed fluids filtration. It is necessary to take it under consideration during engineering of fields exploitation systems, evaluation of effectiveness of oil ousting by different agents at models of beds.