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⁺.

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

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]).

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.

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.

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°, Pк = 0).

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.

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

Усл. обозначения см. на рис. 1

Усл. обозначения см. на рис. 1

1 - вода; 2 – нефть

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

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

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

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 Кпр^Ґ, 10^-15м² .

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