Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются мно­гочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидко­стей — структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и соста­вом остаточной воды и т. д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимо­сти от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает по­верхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существо­вания остаточной воды необходимо учитывать во всех процес­сах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль. Это необходимо учитывать при изу­чении нефтеотдачи пласта.

Распределение остаточной воды в поровом пространстве су­щественно влияет на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачивае­мость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капил­лярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом про­странстве пласта после истощения пластовой энергии, и дру­гие — также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства неф­тяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смо­чены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании за­лежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходят к заключению о существовании:

1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных кана­лах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными си­лами у поверхности твердого тела и прочно связанной с части­цами пористой среды (свойства адсорбционной воды значи­тельно отличаются от свойств свободной);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверх­ностях раздела вода — нефть, вода—газ).

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количест­венной оценки различных ее видов. Это объясняется неопре­деленностью условий существования и классификации остаточ­ной воды и сложностью раздельного ее определения по видам.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М. М. Кусакова и Л. И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах опре­деляется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой от­сутствует и большая часть остаточной воды находится в капил­лярно удержанном состоянии. При этом от свойств воды в боль­шой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, перво­начально заполнявшей керн, в последующем увеличивается сте­пень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки на поверхности твердого тела возникают только при очень низком поверхностном натяжении между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильно ще­лочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

Опытами М. М. Кусакова также доказано, что сильно мине­рализованные остаточные воды в газовом коллекторе не об­разуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в оста­точной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо мине­рализованной воды на поверхности кварца на границе с возду­хом составляет 50 нм.

Общее количество различных форм остаточной воды в по­роде зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. V.1 приведена зависимость оста­точной водонасыщенности пород от проницаемости кернов.

Рис. V.I. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных пес-чано-алевритовых пород (по А. А. Ханину) 1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского нефтя­ного месторождения; 2 — алевриты хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения; 3 — пес­чаники мелкозернистые угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 — модели, составленные из песчано-алевритового материала кварце­вого состава; 5 — алевролиты глинистые картамышской свиты Шебелинского газо­вого месторождения; 6 — песчаники мел­козернистые меловых отложений Газлинского газового месторождения (средние данные для горизонтов); 7 — песчаники мелкозернистые газоконденсатного место­рождения Русский Хутор; 8 — песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 — песчаники мелкозернистые мотской сви­ты Марковского газоконденсатного место­рождения; 10 — песчаники средне-, мелко­зернистые газовых месторождений Байрам-Али и Майского; 11 — рифовые перм­ские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого ма­териала зависимость остаточной водонасыщенности от проницае­мости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же—с увели­чением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.

Приближенно остаточную водонасыщенность песков S_П, пес­чаников S_ПС и известняков S_И в зависимости от их абсолютной проницаемости k₀ и открытой пористости m₀ можно оценить по следующим формулам (в долях единицы)

S_П=0,437-0,l551g , S_ПС=0,283-0,1 lg , S_И= 0,183— 0,1 lg .

Дата добавления: 2014-11-07