Явления, связанные с капиллярным давлением и давлением вытеснения

Основным условием миграции крупных скоплений нефти в гидрофильном коллекторе является превышение величины капиллярного давления на контакте нефть - вода над величиной давления вытеснения воды из крупных пор, трещин, капилляров и т.п. При любом сочетании нефти, воды и порового пространства величина давления вытеснения P_d является постоянной. С другой стороны, капиллярное давление зависит от степени плавучести нефти, градиентов давления, длины и степени непрерывности нефтяной фазы. Всякий раз, когда эти силы оказываются достаточными для того, чтобы капиллярное давление превысило давление вытеснения, водо-нефтяной контакт будет двигаться сквозь смежные поры, т.е. будет происходить миграция нефти.

Для количественной оценки условий миграции нефти необходимо вычислить разницу между капиллярным давлением на переднем крае движущейся нефти и в тыловой ее части. На фиг. 12-3 показан случай, когда силы, вызывающие миграцию

 

Фиг. 12-3. Нарушение первоначальной формы нефтяной капли, необходимое для про талкивания ее через сужение в соседнюю пору.

 

изолированной капли нефти, отсутствуют или влияют очень слабо. В левойчасти фигуры капиллярное давление равно

и примерно одинаково в точках А, В и С, о чем свидетельствует почти одина­ковый радиус кривизны r в каждой точке. В правой части фигуры видно нарушение первоначальной формы капли, сужение ее в точке А, предшествующее началу миграции этой капли в соседнюю справа пору. В этом случае капиллярное давление на переднем крае начинающей двигаться капли выразится как

а капиллярное давление в тыловой части капли ‑

где r_с ‑ эффективный радиус капилляра, соединяющего смежные поры, а r_р ‑ эффективный радиус поры. Разница в величинах капиллярных давлений в передней и тыловой частях капли ∆Р_c равна

Если предположить, что средний радиус капилляра, соединяющего смежные поры, r_с составляет от ½ до ¼ радиуса поры r_р, то величина ∆Р_c будет лежать в пределах

Если принять r_с равным ⅓ ×r_р, то величина ∆Р_c станет равной 4γ× cosΘ / r_р.

При краевом угле смачивания Θ, равном 60°, cosΘ = ½ и ∆Р_c = 2 γ / r_р.

 

Таблица 12-2

Разница капиллярных давлений, необходимая для миграции нефти, дин/см ²

Межфазное натяжение γ, дин/см	∆Рc = 2 γ / rр
	Очень грубо зернистый песок, rр =0,02 см	Грубозернистый песок, rр =0,01 см	Среднезернистый песок, rр =0,005 см	Тонкозернистый песок, rр =0,002 см	Очень тонкозернистый песок, rр =0,001 см
			12 000	30 000	60 000
			10 000	25 000	50 000
			8 000	20 000	40 000
			4 000	10 000	20 000
			2 000	5 000	10 000
					2 000

 

В табл. 12-2 приведены результаты расчета этой средней величины разности капиллярных давлений, необходимой для осуществления миграции нефти в различных условиях.

Рассмотрим возможность возникновения необходимой разницы капиллярных давлений в результате движения воды в коллекторе. Если, как показано на фиг. 12-3, нефть присутствует в виде изолированных капель в отдельных порах и если вода движется горизонтально, то разница в капиллярных давлениях эквивалентна величине падения давления от данной поры до следующей. Нормальный гидродинамический градиент 2 м/км (10 фут/миля² приводит к образованию разницы в капиллярных давлениях от 0,1 дин/см) для грубозернистых песков до 0,02 дин/см² для тонкозернистых песков. Максимальный гидродинамический градиент 20 м/км (100 фут/миля) должен создать разницу в капиллярных давлениях соответственно от 1,0 дин/см ² до 0,2 дин/см ². Сравнивая эти данные с данными, приведенными в табл. 12-2, можно видеть, что обычные гидродинамические градиенты слишком малы для того, чтобы вызвать миграцию нефти. Необходимы силы в тысячи раз более мощные, чтобы изолированные капли нефти началрг мигрировать из одной поры в другую.

Сила всплывания (плавучести) сама по себе тоже недостаточна для миграции изолированной нефтяной капли. Давление всплывания (p_w ‑ p_о) gz дин/см ², образует разницу в капиллярных давлениях для капли нефти плотностью 0,876 (30°API) всего 7,4 дин/см ² в грубозернистых песках и 1,5 дин/см² в тонкозернистых песках (z ‑ вертикальный интервал, занятый нефтяной фазой). Таким образом, чтобы нефть мигрировала, силы плавучести должны быть в тысячи раз мощнее или сама нефтяная фаза должна быть значительно больше, чем изолированная в единичной поре капля. На фиг. 12-4 показано значение степени непрерывности нефтяной фазы для эффекта плавучести нефти, который способствует ее миграции.

Обычный гидродинамический градиент и силы плавучести неспособны обеспечить миграцию изолированной в одиночной поре нефтяной капли, но они легко приводят в движение более значительные сплошные массы нефти, занимающие тысячи пор. Например, если нефтяная фаза распространяется по вертикали на 5,4 м, градиент потенциометрической поверхности в 2 м/км образует разницу в капиллярных давлениях до 10 000 дин/см ², что вполне достаточно для миграции этой нефти. Силы плавучести для нефти плотностью 0,876 образуют такую же разницу капиллярных давлений в случае, если распространение нефтяной фазы по вертикали достигает всего 68 см. Следовательно, протяженность непрерывной нефтяной фазы в 1-10 м обеспечивает условия, необходимые для миграции этой нефти под воздействием обычных сил, существующих в природе.

Был проведен и записан на кинопленку [22] интересный опыт, показывающий природу микроскопического движения нефти сквозь сосуд, заполненный стеклом и шариками люцита (органического стекла). Когда нефть и вода двигались со скоростью 0,5-300 м в сутки, было видно, что движение каждой жидкости происходило по самостоятельной сетке пор и каналов. Несмотря на то что эти скорости были больше, чем те, которые можно ожидать в природе, опыт хорошо иллюстрирует особенности движения жидкостей в случае преодоления капиллярного давления.

 

Плавучесть

Любое тело, жидкое или твердое, будучи погруженным в воду, выталкивается из нее с силой, равной весу вытесненной жидкости.

Фиг. 12-4. Последовательные стадии развития эффекта плавучести (опыты Дж. Хилла).

Прямоугольный сосуд размером 6 футов ×4 дюйма ×1 фут наполнен водонасыщенным песком. Передняя стенка сосуда стеклянная, и происходящие в нем явления можно наблюдать в ультрафиолетовом свете. В стадию А в сосуд были введены три капли нефти на расстоянии нескольких дюймов одна от другой; капли нефти на этой стадии оставались во взвешенном состоянии. Добавление новых порции нефти в стадию Б приводит к объединению этих капель и началу их движения вверх. В стадию В сплошная масса нефти движется к верхней части сосуда, за исключением некоторой части остаточной нефти, удерживающейся в песке в виде небольших скоплений. В стадию Б силы плавучести становятся достаточными для преодоления сопротивления движению вверх, удерживающего капли нефти на месте в стадию А. Нефть начинает собиратьсякрупные скопления и в течение нескольких часов из стадии Б переходит в стадию В.

 

Флюиды, с которыми имеет дело геолог-нефтяник, это - природный газ плотностью 0,00073-0,000933, нефть плотностью 0,7-1,0 и вода плотностью 1,0-1,2. В резервуаре, содержащем все три компонента, газ займет самую верхнюю часть, нефть расположится непосредственно под газом,а вода останется в самой нижней части ловушки. Такое распределение газа, нефти и воды является общим законом для всех без исключения залежей, а следовательно, оно характерно не только для конечного равновесия всех флюидов и залежи, но также и для начальной концентрации рассеянных частиц нефти и газа, всплывающих в указанном порядке в воде.

Движение нефти и газа вверх под действием сил плавучести может начаться при условии достаточной концентрации этих флюидов (см. фиг. 12-4). если в какой-либо ограниченной части пласта-коллектора скапливается значительное количество нефти, то эта нефть приобретает свойство плавучести, т.е. силы всплывания становятся большими, чем капиллярные силы, препятствующие проникновению нефти в водонасыщенное поровое пространство. Сплошная масса нефти или газа, по-видимому, способна продвигаться в вертикальном направлении через сообщающиеся крупные поры вплоть до наивысшей точки пласта, и если пласт этот наклонен или погружен - двигаться вверх по наклону вдоль кровли проницаемого пласта непосредственно под непроницаемой покрышкой. Миграция нефти будет продолжаться до тех пор, пока капиллярное давление будет оставаться равным или превышать входное давление пород, вмещающих эту нефть. Начавшееся движение нефти и газа должно сопровождаться увеличением размеров их скоплений в результате захвата по пути других рассеянных в воде нефтегазовых частиц и в конечном счете ‑ увеличением плавучести этих скоплений. Скорость миграции будет возрастать на участках повышенной крутизны слоев, т.е. в местах пониженного давления вытеснения. Количество нефти, остающейся позади движущегося скопления, или количество остаточной нефти, зависит от размера пор, смачиваемости пород коллектора, капиллярных свойств нефти и воды и скорости движения. Небольшие изменения давления, например вызываемые землетрясениями, могут резко нарушить неустойчивое равновесие между капиллярным и входным давлением как во фронтальной, так и в тыловой части движущегося нефтяного скопления. Таким образом, количество остаточной нефти может быть и очень малым, и весьма значительным. Некоторые пласты иногда почти полностью насыщены остаточной нефтью, в то время как в других пластах остаточная нефть образует лишь тонкие непрерывные пленки в кровле проницаемой части пласта или прерывистые скопления в непродуктивных участках между залежами.

Силы плавучести способствуют улавливанию нефти и газа в ловушках в двух случаях.

1. Когда частички и капли нефти или пузырьки газа, захваченные водой, достигают антиклинальной зоны, их плавучесть приводит к возрастанию сопротивления дальнейшему движению вместе с водой, в особенности когда они достигнут сводовой части антиклинали. В конечном счете нефть п газ скапливаются в наиболее высокой части структуры, как это показано на фиг. 12-5. Нефть и газ высвобождаются из воды, движущейся через структурную ловушку, в точке наименьшей потенциальной энергии, т.е. в гипсометрически наиболее высокой точке коллектора. Если величина гидродинамического градиента давления вкрест простирания структуры достаточно велика, водонефтяной контакт оказывается наклоненным в направлении

Фиг. 12-5. Механизм улавливания нефти и газа в антиклинальной структуре при влиянии гидродинамических сил на миграцию и аккумуляцию нефти и газа. I ‑ плавучесть усиливается под действием гидродинамических сил; II ‑ плавучесть направлена против действия гидродинамических сил; III ‑ плавучесть усиливается под действием гидродинамических сил;

1 ‑ направление движения воды и понижения гидравлического потенциала; 2 ‑ направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

 

течения воды, причем этот наклон иногда бывает настолько значительным, что нефть полностью удаляется (вымывается) из ловушки. как это показано на стр. 520 (глава 12, литологические и стратиграфические барьеры. А.Ф.). Чем выше плотность нефти, тем больше угол наклона водонефтяного контакта.

2. Несколько иная ситуация возникает в случае выклинивания коллектора¹, когда его проницаемость уменьшается вверх по восстанию. Под влиянием сил всплывания нефть и газ мигрируют вверх по наклону пласта до тех пор, пока плавучесть или капиллярное давление не станут меньше, чем давление вытеснения в тонкозернистых породах. Если при этом вода течет вниз по наклону пласта, барьерный эффект усиливается. Это положение показано на фиг. 12-6. Если же течение воды направлено вверх по восстанию пласта, совместное действие гидродинамических сил и сил всплывания приведет к тому, что нефть и газ будут занимать все более и более мелкие поры и во многих случаях в конце концов смогут просочиться сквозь литологический барьер, в результате чего перед этим барьером если и сохранится залежь, то лишь очень небольшая (фиг. 12-7).

¹См. ссылку на стр. 520. (глава 12, литологические и стратиграфические барьеры. А.Ф.)

 

Экранирующий эффект нисходящего движения воды рассматривался в гл. 7. Там говорилось об аналогии с поплавками (см. фиг. 7-63), которым можно уподобить отдельные частицы или скопления нефти и газа. Сужение сосуда соответствует уменьшению мощности проницаемой зоны, а размер скопления поплавков ‑ высоте столба нефти. Если направление потока флюидов изменится на обратное, образования скоплений как поплавков, так и нефти или газа, естественно, не произойдет. Кроме того, если система гидростатическая, аккумуляция будет очень незначительной.

Фиг. 12-6. Влияние нисходящего движения воды через литологический барьер зоны; пониженной проницаемости и высокого давления вытеснения.

В этом случае влияние сил плавучести уменьшено гидродинамическими силами, и нефть и газ удерживаются перед барьерной зоной. I - сила плавучести направлена против действия гидродинамических сил; II - эффективность сил плавучести уменьшается под действием гидродинамических сил;

1 - направление движения воды и понижения гидравлического потенциала; 2 - направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

 

Рассмотренное явление предполагает наличие непрерывной фазы, позво­ляющей флюидам двигаться за пределы проницаемой зоны. Здесь не возникает никакой проблемы, когда нет нарушения сплошности коллектора. т.е. он считается сообщающимся, даже если связь между порами осуществляется через мельчайшие каналы. Проблема становится значительно более сложной в случае фациальных изменений, когда пески переходят в глины или доломиты в известняки. Вероятно, глины и известняки содержат воду в непрерывной фазе, что позволяет воде двигаться даже сквозь зоны с высоким сопротивлением этому движению. Далее, тонкие песчаные прослои и мелкие несогласия в напластовании могут послужить путями проникновения нефти и газа сквозь воду, занимающую эти пустоты, т. е. просачивание нефти и газа через литологический барьер (экран).

Гидродинамические градиенты давления, столь широко распространенные в природе, также должны рассматриваться в качестве потенциальных барьеров на пути миграции нефти и газа, по-видимому столь же эффективных, как и горные породы. Наиболее частым случаем движения подземных вес является нисходящее движение, которое усиливает улавливающую способность зон пониженной проницаемости и роль этих зон как экранов, препятствующих дальнейшему восходящему продвижению нефти и газа. Если скопление нефти достаточно велико, чтобы капиллярное давление могло превысить экранирующее влияние давления вытеснения, наступает предел

Фиг. 12-7. Влияние восходящего движения воды через литологический барьер зоны относительно повышенного давления вытеснения и пониженной проницаемости.

В этом случае гидродинамические силы действуют в том же направлении, что и силы плавучести, способствуя проникновению нефти и газа в мельчайшие поры барьерной зоны и уменьшая тем самым ее удерживающую способность. I - плавучесть усиливается под действием гидродинамических сил; II - эффективность сил плавучести резко повышается под действием гидродинамических сил;

1 - направление движения воды и понижения гидравлического потенциала; 2 - направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

 

удерживающей способности экрана. Если движение воды направлено вверх по наклону, оно усиливает капиллярное давление, способствуя продвижению нефти и газа сквозь зоны с повышенным давлением вытеснения.

 

⇐ Предыдущая46474849505152535455Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: