Смачивание твердого тела жидкостью

Смачиваемость твердого тела жидкостью - это способность жидкости растекаться по поверхности твердого тела под влиянием поверхностно-молекулярных сил.

Контур капли на поверхности твердого тела, по которому происходит соприкосновение трех фаз - твердой, жидкой и газообразной, называется периметром смачивания. Поверхности по-ровых каналов пористых сред характеризуются значительной неоднородностью по смачиваемости. В этой связи о смачиваемости породы в целом различными жидкостями можно говорить лишь как об осредненном показателе, характеризующем лишь соотношение и геометрию участков с различной степенью смачиваемости.

Осредненную избирательную смачиваемость горной породы пластовыми жидкостями можно оценить по скорости впитывания воды в нефтенасыщенный керн. В этом случае измеряется лишь относительная смачиваемость породы (относительно смачивае-

мости другого образца породы, свойства поверхности которого считаются известными). Это связано с зависимостью скорости впитывания воды в пористую среду не только от величины углов смачивания, но и от многочисленных свойств породы, учет влияния которых затруднен.

Мерой смачивания твердого тела жидкостью служит краевой угол смачивания в, образованный поверхностью твердого тела и касательной к поверхности капли в точке ее соприкосновения с телом (рис. 7).

 

Рис. 7. Различные случаи смачивания твердого тела жидкостью: жидкость смачивает твердое тело (а); промежуточное состояние (б); жидкость не смачивает твердое тело (в); 1 - жидкость; 2 - воздух; 3 - твердое тело

Если краевой угол в < 90°, то жидкость смачивает твердую поверхность; если угол #>90°, то жидкость не смачивает твердую поверхность; если угол 0 = 90°, то жидкость находится в промежуточном состоянии.

Смачиваемая водой поверхность твердого тела, для которой в < 90°, называется гидрофильной. Не смачиваемая водой поверхность твердого тела, для которой в > 90°, называется гидрофобной. Смачивание происходит в результате проявления молекулярных сил, действующих на разделе трех фаз: твердой - 3, газообразной - 2, жидкой - 1. По способности жидкости смачивать породу судят о величине поверхностного натяжения в системе порода-жидкость-газ или порода-жидкость-жидкость.

При равновесии сил, приложенных к единице длины периметра смачивания, будем иметь

где Gj_₂, Gj_₃ и G₂_₃ - поверхностные натяжения на границе фаз 1-2, 1-3, 2-3.

Горные породы, способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Нефть и газ содержатся в терригенных коллекторах, таких как пески, песчаники, алевролиты, и в карбонатных коллекторах - известняки, доломиты, мел.

Породы-коллектора должны обладать емкостью (рис. 8), т.е. системой пор (пустот), трещин и каверн.

Рис. 8. Поровое пространство в горной породе: 1 - минеральные зерна; 2 - поровое пространство породы, заполненное жидкостью или газом

Но не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому важно знать не только пористость коллекторов, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения углеводородов) размеров пустот в породе.

Принято подразделять коллекторы на три типа: гранулярные, или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Емкость перового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает, какую часть от всего объема горной породы составляют поры. По размерам поры делятся на сверхкапиллярные (более 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (менее 0,2 мкм).

Нефть, газ и вода в сверхкапиллярных порах свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение нефти, газа и воды затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. В субкапиллярных порах движение нефти, газа и воды не происходит. В пласте движение нефти, газа и воды происходит по сообщающимся каналам размером более 0,2 мкм. Пористость подразделяют на общую, открытую и эффективную.

Общая пористость - это объем всех пор в породе. Коэффициент общей пористости представляется отношением объема всех пор Vj к объему образца породы V₂^:

которые сообщаются между собой. Открытая пористость характеризуется коэффициентом открытой пористости £_no как отношение суммарного объема открытых пор V₀ к объему образца породы V₂'.

Существует также понятие эффективной пористости, которая определяется наличием пор в породе, из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэффициент эффективной пористости К_П^ равен отношению объема пор У_эф, через ко-

торые возможно движение нефти, газа и воды при определенных температуре и давлении, к объему образца породы V₂^:

коэффициент пористости горных пород составляет от 17-25% до 40%.

Важным показателем, характеризующим свойства горной породы пропускать нефть, газ и воду, является проницаемость. Единица проницаемости 1 мкм². Это проницаемость породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 МПа-с составляет 1 м³/с. Проницаемость зависит от размера и конфигурации пор, плотности укладки, трещиноватости и взаимного расположения частиц породы. Проницаемость трещиноватых известняков колеблется от 0,005 до 0,02 мкм, а песчаников - от 0,05 до 3 мкм².

Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте. Величина пористости и проницаемости в значительной степени влияет на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки нефтяных месторождений с целью увеличения пористости и проницаемости проводят различные геолого-технические мероприятия, такие как кислотные обработки, гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

Определение пористости и проницаемости нефтесодержа-щих пород проводят по материалам геофизических исследований, образцам керна, отбираемого в процессе бурения, и по результатам испытания скважин на приток. По проницаемости и пористости, согласно А.А. Ханину (таблица 6), выделяются шесть классов коллекторов.

Удержание скоплений нефти и газа в горных породах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми породами, которые называют покрышками. В качестве покрышек могут быть глины, соли, гипсы и ангидриды.

Таблица 6

№ п/п	Название породы по преобладанию гранулометрической фракции	Пористость эффективная, %	Проницаемость по газу, мкм2	Оценка коллектора по проницаемости и емкости	Класс колле ктора
	Песчаник средне-зернистый	16,5	>1	очень высокая	I
	Алевролит мелкозернистый		>1	очень высокая	I
	Песчаник средне-зернистый	15-16,5	>1	высокая	II
	Алевролит мелкозернистый	26,5-29	0,5-1	высокая	II
	Песчаник средне-зернистый	11-15	0,1-0,5	средняя	Ш
	Алевролит мелкозернистый	20,5-26,5	0,1-0,5	средняя	III
	Песчаник средне-зернистый	5,8-11	0,01-0,1	пониженная	IV
	Алевролит мелкозернистый	12-20,5	0,01-0,1	пониженная	rv
	Песчаник средне-зернистый	0,5-5,8	0,001-0,01	низкая	V
	Алевролит мелкозернистый	3,6-12	0,001-0,01	низкая	V
	Песчаник средне-зернистый	0,5	< 0,001	Коллектор не имеет промышленного значения	VI
	Песчаник мелкозернистый		< 0,001	Коллектор не имеет промышленного значения	VI
	Алевролит крупнозернистый	3,3	<0,001	Коллектор не имеет промышленного значения	VI
	Алевролит мелкозернистый	3,6	< 0,001	Коллектор не имеет промышленного значения	VI

Покрышки различают по характеру распространения, толщине, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки.

Таблица 7.

Классификация покрышек по Э.А. Бакирову

№ п/п	Наименование покрышек	Признак подразделения
По площади распространения
	Региональные	Распространены в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части
	Субрегиональные	Распространены в пределах нефтегазоносной области или большей ее части
	Зональные	Распространены в пределах зоны или района нефтегазонакопления
	Локальные	Распространены в пределах отдельных ме-стоскоплений
По состоянию с этажами нефтегазоносности
	Межэтажные	Перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях
	Внутриэтажные	Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности
По литологическому составу
	Однородные (глинистые, карбонатные, галогенные)	Состоят из пород одного литологического состава
	Неоднородные: смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терри-генно-галогенные и другие)	Состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости
	Расслоенные	Состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород

Региональные покрышки имеют площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и значи-

тельной толщиной. Они наблюдаются в пределах отдельных регионов (Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинция и т.д.)

Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий, по площади распространения они меньше региональных. Локальные покрышки встречаются в пределах место-скопления и обеспечивают сохранность отдельных залежей нефти и газа.

Большую роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности. Наличие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает свойство покрышек.

Чаще всего встречаются глинистые покрышки, обладающие хорошими экранирующими свойствами, а также каменная соль и т.д. Чем больше толщина покрышки, тем значительно выше ее изолирующие свойства.

⇐ Предыдущая6789101112131415Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: