Поверхностная энергия; поверхностное натяжение; межфазное натяжение

Все молекулы в жидкости, за исключением поверхностных, со всех сторон окружены другими молекулами и находятся под воздействием сил взаимного притяжения (сил Ван-дер-Ваальса). Однако на поверхности, на контакте с воздухом, газами, паром, эти молекулы только частично окружены другими молекулами жидкости и притягиваются лишь в направлении самой жидкости. Молекулы, находящиеся на поверхности жидкости, образуют как бы незримую сжимающую мембрану¹. Под действием этих сжимающих сил площадь поверхности жидкости сокращается до минимума, а для любого данного объема наименьшая поверхность - это сфера (например, дождевая капля в воздухе). Это самопроизвольное сжатие поверхности жидкости указывает на затрату определенного количества свободной энергии, поскольку на сжатие потребовалось какое-то количество работы. Такая энергия называется поверхностной свободной энергией. Количество работы, необходимое для образования 1 см ² поверхности (эрг / см ²)², называется поверхностной энергией вещества. Натяжение на поверхности жидкости, контактирующей с воздухом или собственным паром, обычно называется поверхностным натяжением (о) и выражается в усилии, необходимом для образования единицы сжатой поверхности (дин/см). Поверхностное натяжение количественно эквивалентно поверхностной энергии. Величины поверхностного натяжения воды и нефти приведены в табл. 10-1.

Поверхностное натяжение жидкости уменьшается с повышением температуры, поскольку последнее приводит к тому, что скорость движения молекул жидкости возрастает и они начинают пробиваться сквозь поверхностную пленку в парообразную фазу. Этому процессу в известной степени противодействует поверхностная свободная энергия, стремящаяся, в соответствии с направлением действия сил Ван-дер-Ваальса, стягивать поверхность жидкости. В конечном счете при достижении критической температуры поверхностное натяжение становится равным нулю, граница между жидкостью и ее паром (мениск) исчезает, свойства их становятся идентичными.

Если речь идет о границе между двумя жидкостями или между жидкостью и твердым телом, то для обозначения сил, стремящихся уменьшить площадь контактирующей поверхности, используется термин контактное, или межфазное, натяжение (γ), эквивалентное величине поверхностной свободной энергии на единицу поверхности контакта. Этот параметр для границ между пластовыми водами и нефтью в группе месторождений Техаса [5] оказался равным 15-35 дин/см для температуры 70°F, 8-25 дин/см ‑ для температуры 100°F, 8-19 дин/см ‑ для температуры130°. Средняя величина межфазного натяжения

¹Диаметр молекулы порядка 10^{-8 см} .

² Эрг ‑ единица работы в системе CGS, эквивалентная энергии, необходимой для движения массы в 1 г со скоростью 1 см / сек. Джоуль ‑ 10 млн. (10⁷) эргов. Дина ‑ единица силы в системе CGS, равная усилию, необходимому для придания ускорения в 1 см/сек ² массе в 1 г.

 

Таблица 10-1 Поверхностное натяжение воды и нефти¹

Вещество	Поверхностное натяжение (σ)
Дистиллированная вода	От 72,5 дин/см при 70°F до 60,1 дин/см при 200° F, или в среднем 0,095 дин/см /°F
Минерализованная вода	От 59 до 76 дин/см. Растворенные неорганические соли повышают поверхностное натяжение, поверхностно-активные вещества понижают его. Растворенный газ понижает поверхностное натяжение в пластовых водах, но не так интенсивно, как в нефти
Нефть	От 24 до 38 дин /см при 70°F. Пониженные значения поверхностного натяжения характерны для нефтей с низким молекулярным весом (низкой плотностью).
	Растворенный газ и повышение температуры снижают величину поверхностного натяжения. При температуре 150°F и давлении 3000 фунт/кв. дюйм величина этого параметра предположительно равна около 1 дин/см. В критической точке поверхностное натяжение полностью исчезает

¹М. Musk at, Physical Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New Jork, pp. 99-101, 1949.

 

составила 0,195 дин/см/°F при температуре 70-100°F и 0,093 дин/см/°F при 100-130°F. Многие явления, происходящие в природном резервуаре, зависят от величины межфазного натяжения на границе между пластовыми жидкостями и между жидкостями и горными породами.

В качестве общего термина, используемого для обозначения поверхностного и межфазного натяжения на таких границах фаз, как жидкость - газ, жидкость - жидкость и жидкость ‑ твердое тело, применяется термин граничное натяжение. Если граничное натяжение поверхностей раздела жидкость - газ и жидкость - жидкость может быть измерено достаточно просто, то для границ между твердыми телами и жидкостями или газами получить точную величину этого параметра очень трудно или даже невозможно. Также трудно замерить граничное натяжение между нефтью и пластовой водой при отсутствии в пласте воздуха [6]. Когда такая нефть соприкасается с воздухом, то образуется тонкая, но прочная пленка в результате окисления нефти и воздействия солей, растворенных в воде, присутствующей в виде эмульсии в нефти. Эта пленка, в основном состоящая из асфальтово-смолистых веществ и представляющая собой нефть, адсорбированную¹ на контакте нефть - вода, снижает контактное натяжение в некоторых случаях на 50% по сравнению с величиной, характерной для пластовых условий со свободным кислородом.

В тех случаях, когда контактируют две несмешивающиеся жидкости или жидкость и твердое тело, поверхностные молекулы каждого вещества притягиваются друг к другу под действием сил Ван-дер-Ваальса. Это притяжение, называемое энергией прилипания [адгезии], отличается от межфазного натяжения, являющегося свойством поверхности раздела и действующего в прямо противоположном направлении. Чем ниже межфазное натяжение, тем выше энергия прилипания. Энергия прилипания измеряется

¹ Адсорбция ‑ концентрация молекул газа, жидкости или растворенных веществ на поверхности жидкости или твердого тела. Они удерживаются на этой поверхности силами Ван-дер-Ваальса. Адсорбцию нельзя смешивать с абсорбцией ‑ процессом поглощения одного вещества другим, т.е. ассимиляцией молекул одного вещества внутри другого с образованием раствора или новой смеси. Иногда для обоих этих явленм используется термин сорбция.

 

количеством работы, необходимой для разделения двух веществ, и численно равна сумме величин поверхностных натяжений этих веществ минус величина межфазного натяжения на поверхности их контакта¹.

Поверхностное натяжение (σ) чистого вещества и межфазное натяжение (γ) между двумя чистыми веществами ‑ характерные свойства этих веществ. Величина сил взаимного притяжения между твердым телом и жидкостью несколько меньше, чем сумма величин их поверхностных натяжений, а между двумя жидкостями - ниже, чем величина поверхностного натяжения жидкости, обладающей более высоким значением этого параметра. Низкое межфазное натяжение свидетельствует о том, что поверхности фазовых разделов образуются сравнительно легко. Например, на контакте мыльной воды и воздуха, характеризующихся низким значением этого параметра, быстро образуется пена. Энергия прилипания на контакте таких поверхностей очень высокая, что делает обе фазы трудно разделимыми. Характерным примером является межфазное натяжение между водой и стеклом. Оно очень низкое, вследствие чего вода растекается тонкой пленкой, прочно прилипающей к стеклу, и может быть удалена только путем вытирания стекла или полного испарения воды. Энергия прилипания, следовательно, в этом случае очень велика. При соприкосновении стекла со ртутью межфазное натяжение резко повышается, а силы прилипания, наоборот, ослабевают; поэтому нанесенная на стекло ртуть соберется в шарик и легко, почти без сопротивления покатится по стеклу.

Поверхностно-активные вещества уменьшают межфазное натяжение. Такими веществами могут быть как различные соли, растворенные в воде, так и сложные металло-органические соединения с углеводородным радикалом, содержащие такие металлы, как цинк, медь, никель, титан, ванадий, кальций и магний [7], часто встречающиеся в пластовых водах и обнаруживаемые в золе нефти. Поверхностно-активные вещества способствуют образованию более однородной смеси двух обычно несмешивающихся жидкостей, таких, как нефть и вода, а также повышают энергию прилипания жидкости, в частности нефти, к твердой поверхности, например к частицам горной породы. Обычно одна часть каждой молекулы поверхностно-активного вещества поляризована и притягивается к какому-либо ионизированному веществу, например минералу или воде, а другая часть не поляризована и притягивается к неионизированному веществу, например к нефти, что обусловливает более тесную связь между этими веществами. Поверхностно-активные вещества, так называемые детергентные (моющие) мыла, широко используются в промышленности. Породы-коллекторы, обладающие сложным химическим и минеральным составом, и пластовые воды, характеризующиеся изменчивостью состава, несомненно, содержат в большом количестве разнообразные поверхностно-активные вещества, воздействующие определенным образом на величину натяжения и, следовательно, на движение и распределение нефти и воды в породе. Поверхностно-активными являются также поляризованные соединения в нефти, адсорбированные на поверхностях контактов нефть - вода и нефть - порода и снижающие величину межфазного натяжения [8], а следовательно, увеличивающие энергию прилипания.

¹Энергия, или работа, прилипания (W) жидкости, например воды (w), и частиц твердой породы (s) может быть выражена как

W_sw = σ_s + σ _w ‑ γ _sw,

а между нефтью (о) и породой

W_so = σ_s + σ _о ‑ γ _sо,

где W_sw и W_so ‑ соответственно энергия прилипания между твердой породой и водой и нефтью и твердой породой; σ_s, σ_о, σ_w ‑ поверхностные натяжения (в дин/см) для породы, нефти и воды; γ _sw и γ _sо ‑ межфазное натяжение на границах раздела порода ‑ вода и нефть - порода.

 

Эмульсия представляет собой устойчивую дисперсию одной жидкости в другой, например нефти в воде (О/W) или воды в нефти (W/О), Образованию эмульсии способствует низкая величина межфазного натяжения. Для получения эмульсии обычно необходимо интенсивное перемешивание жидкостей, но если величина межфазного натяжения низка, ниже 5-10 дин/см, эмульсия может образоваться даже при легком встряхивании. Основным фактором, обусловливающим понижение контактного натяжения, является присутствие каких-либо эмульсирующих агентов, эмульгаторов. Такими эмульгаторами являются поверхностно-активные вещества, слаборастворимые в одной из жидкостей и в связи с этим адсорбирующиеся на поверхности этой жидкости в виде пленки. В результате межфазное натяжение уменьшается, а сила сцепления между жидкостями возрастает как следствие увеличения поверхности их соприкосновения. Эти поверхности принимают форму мельчайших шариков, диаметром 0,5-10 мк, когда одна жидкость начинает диспергироваться (рассеиваться) в другой. Если две жидкости полностью смешиваются, межфазное натяжение практически уменьшится до нуля, а величина энергии прилипания должна оказаться максимально высокой. Фактически такие жидкости должны уже существовать не как две разные жидкости, а как однофазная система. И наоборот, в двух несмешивающихся жидкостях, таких, как вода и нефть, межфазное натяжение никогда не становится равным нулю. Следовательно, здесь будет преобладать тенденция к образованию эмульсий над тенденцией к образованию единой, полностью смешиваемой жидкой фазы. Является ли получившаяся эмульсия дисперсией воды в нефти или, наоборот, нефти в воде, зависит в основном от того, с какой стороны адсорбированная пленка вогнута и таким образом обладает более высоким значением натяжения. Эмульгирующие агенты системы О/W обычно более растворимы в воде, чем в нефти. Грубо говоря, 35% добываемой из скважины нефти представляют собой эмульсию «вода в нефти» [9]. Эмульсия может образоваться и в процессе извлечения нефти насосно-компрессорным или каким-либо другим способом. В связи с некоторыми геологическими проблемами, возникающими при изучении природных резервуаров, вызывает интерес вопрос о возможности образования эмульсий в горных породах вследствие их перемещений при землетрясениях, диастрофизме и т.п.

Смачиваемость. Это одно из проявлений энергии прилипания [10]. Если разлить воду по стеклянной пластинке, то она в конце концов распределится по ней в виде тонкой пленки, верхняя поверхность которой образует с поверхностью стекла небольшой угол, называемый углом контакта, или краевым углом смачивания. Сила сцепления воды со стеклом выше, чем вязкость воды, т.е. сила сцепления молекул воды друг с другом¹. Стекло является гидрофильным², или смачиваемым водой материалом. Если вместо воды используется ртуть с поверхностным натяжением, пре­вышающим таковое для воды почти в 7 раз, то она превращается в сферическую каплю, образующую со стеклом угол свыше 90° и свободно скатывающуюся по стеклу. В этом случае сила сцепления между молекулами ртути оказывается значительно большей, чем сила прилипания этих молекул к стеклу. Ртуть не смачивает стекло и является относительно него несмачивающей жидкостью. Жидкость же, обладающая более низким межфазным натяжением (более высокой энергией прилипания), является смачивающей жидкостью относительно твердого тела.

Смачиваемость ‑ явление поверхностное, по крайней мере частично. Если, например, удалить воду с чистой стеклянной поверхности, протереть ее полотенцем и снова нанести воду, то вода соберется в капельки и скатится со стекла. Это объясняется тем, что полотенце оставило на стекле следы жира. Подобное явление - чисто поверхностное, так как жир не может проникнуть внутрь стекла [11].

Для лучшего понимания некоторых особенностей явления смачиваемости рассмотрим вопрос о величине угла между контактирующими поверхностями твердого тела и двух несмешивающихся жидкостей, например породы, нефти и

¹Работа сцепления - это то количество работы, которое необходимо затратить для разделения столба жидкости сечением в 1 см² на два равных столба жидкости с образованием поверхности их контакта. Величина этой работы эквивалентна двойной величине поверхностного натяжения, или 2а. Термин «сцепление» обычно применяется для обозначения сил взаимного притяжения молекул одного и того же вещества, а термин «прилипание» - для обозначения сил притяжения молекул разных веществ.

²Применяются также термины «гидрофобный» (не смачиваемый водой), «олеофильный» (нефтефильный) и «олеофобный» (нефтефобный), т. е. смачиваемый и не смачиваемый нефтью.

 

воды. Для такой системы (как показано на фиг. 10-5) краевой угол смачивания замеряется в воде. Поскольку вода обычно является смачивающей жидкостью относительно породы, угол Θ, как правило, меньше 90°, постольку, энергия прилипания при остром угле, образованном контактом воды и породы, выше, чем при тупом угле, образованном контактом породы и нефти. Силы в точке X нейтрализуются и равны нулю, когда система находится в равновесии. Обычно говорят, что твердое тело является несмачиваемым водой, если краевой угол смачивания больше 90°, и смачиваемым, если этот угол меньше 90°. Характер и величина межфазного

Фиг. 10-5. Краевой угол смачивания 0 обычно замеряется на контакте с водой.

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/см ²).

Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения и степени кривизны поверхности раздела и определяется уравнением

Р_с = р₁ ‑ р₂ = γ ¹/r₁ + γ ¹/r₂,

где р₁ ‑ р₂ ‑ разность давлений на вогнутой и выпуклой сторонах криволинейной поверхности раздела, γ ‑ межфазное натяжение в дин/см, r₁ и r₂ ‑ главные радиусы кривизны под прямым углом друг к другу. Это основное уравнение капиллярности.

Если криволинейная поверхность является частью сферы, r₁ и r₂ равны между собой и уравнение приобретает вид

Р_с =2 γ / 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 капиллярной трубки, h ‑ высота подъема мениска в трубке, g ‑ ускорение силы тяжести, d₁ ‑ d₂ - разница в плотности жидкости в трубке и вне ее. Если угол Θ больше 90°, косинус его является отрицательной величиной, и жидкость в капилляре опускается, как, например, ртуть в стеклянной трубке. Если угол меньше 90°, косинус его положителен, и жидкость поднимается в капилляре, как, например, вода в той же стеклянной трубке.

Следует отметить два основных момента, определяющих значение капиллярного давления в общем процессе формирования залежей нефти и газа. Во-первых, капиллярное давление контролирует первоначальное, статическое распределение флюидов в коллекторе. Во-вторых, благодаря этому давлению нефть и газ движутся сквозь поровое пространство коллектора до тех пор, пока не встретят барьера, препятствующего дальнейшему их продвижению. Статическое капиллярное давление в порах коллектора, которые можно рассматривать как пучок капиллярных трубок, частично является

Фиг. 10-10. Соотношение между водой и нефтью на контакте гидрофильных песчаных зерен в водонасыщенной породе (Рirsоn, Elements of Petroleum Engineering, McGraw-Hill Book Co., p. 256, Fig. 4-12).

При небольшой кривизне поверхности контакта вода - нефть (положение а) капиллярное давление также невелико. В случае извлечения воды эта поверхность займет положение b, характеризующееся высокой степенью кривизны и, следовательно, высоким капиллярным давлением. Минимальная водонасыщенность, при которой дальнейшее извлечение воды становится невозможным, называется остаточной водонасыщенностью.

 

функцией относительного насыщения флюидов. Оба эти фактора, капиллярно

⇐ Предыдущая32333435363738394041Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: