Смачиваемость. Критерий, используемый для оценки смачиваемости

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

²ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ²

Институт Нефти и газа

 

 

 

Кафедра «РЭГМ»

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая  работа

 

По дисциплине: «Физика пласта»

на тему:

«Смачиваемость. Критерий, используемый для оценки смачиваемости.»

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил    ___________________________  студент группы НР 05-1

       (дата, подпись)                      Садыков Айдар

 

Проверил      _____________________________  Листак М.В.

(оценка, подпись, дата)                         

 

 

Тюмень 2008

 

Содержание

 

                    Введение …………………………………………………………….3

1. Смачиваемость пород  коллекторов пластовыми флюидами…….4
2. Смачиваемость поверхности твердой фазы. Гидрофильные и

                    гидрофобные поверхности…………………………………..…….10

3. Способы определения гидрофобности……………………………12
1. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота   смачивания……………………………………………………………..14
4. Кинетический гистерезис смачивания……………..……………..20
5. Измерения угла смачивания………………………….……………22

                     Заключение…………………………………………………………27

                     Список рисунков…………………………………………………...28

                     Список литературы………………………………………………...29 
Введение

 

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

 

1. Смачиваемость пород коллекторов пластовыми флюидами

 

Подавляющем большинстве  случаев нельзя согласиться с представлениями о гомогенном (однородном) характере смачиваемости пород. Некоторые исследователи придерживаются гетерогенной (неоднородной) модели, согласно которой поровые каналы имеют самый различный спектр смачивания. Однако такая модель обосновывается лишь теоретически и пока не подтверждена экспериментально.

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.

Известны методы дифференциальной и интегральной оценки смачиваемости поверхности пород-коллекторов, о чем будет написано позже. Однако преобладающее большинство из них не имеют четкой физической основы или же ограничиваются качественными определениями, не позволяющими однозначно и детально изучить изменение характера смачиваемости поровых каналов, по которым происходят миграция и фильтрация пластовых флюидов.

Для оптимизации разработки нефтяной или газовой залежи, по нашему мнению, наибольший практический интерес представляют динамические методы количественной оценки гидрофобности коллектора как в интегральном, так и в дифференциальном видах, базирующиеся на изучении процессов формирования и разработки месторождения.

Методика, удовлетворяющая  перечисленным требованиям, была разработана  в УкрГГРИ. В ее основе лежит исследование механизма капиллярного вытеснения полярно противоположных фаз, например воды и керосина, из пористой среды при различных перепадах давлений. При этом мы исходили из представления о том, что если пористая среда одинаково смачивается и водой, и нефтью (керосином), то кривые капиллярного вытеснения воды и нефти должны совпадать во всем диапазоне изменения размеров пор. Если же поровая поверхность смачивается полярно противоположными фазами неодинаково, то кривые капиллярного вытеснения должны отклоняться относительно друг друга в ту или иную сторону, и по степени относительного отклонения насыщения породы водой и нефтью (керосином) при одинаковых условиях вытеснения (одинаковых перепадах давлений) можно количественно оценить краевые углы смачивания.

Рассмотрим процесс  вытеснения полярно противоположных  фаз из пористых сред с различным  характером смачиваемости поверхности.

На рис. 1 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 (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 (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°).

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

Рис. 1. Кривые давления вытеснения и капиллярного давления  для  пород с нейтральной смачиваемостью.

 

Таким образом, гидрофильные породы при одинаковых давлениях  вытеснения "водную" фазу удерживают сильнее, чем "нефтяную", а гидрофобные - наоборот.

Смачиваемость поверхности  пород может быть оценена в  дифференциальном виде по относительному отклонению текущих значений Кв от Кн в точках 1-6 (см. рис. 1-2), 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.

Предложенная методика определения смачиваемости пород-коллекторов  проста в исполнении, реализуется  с помощью общеизвестного лабораторного  оборудования (групповые капилляриметры, центрифуга). После того как изучена  смачиваемость поверхности единичных образцов, можно переходить на модели пласта, составленные из образцов с одинаковым характером смачивания: 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.

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.

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.

При изучении петрофизических  свойств коллекторов, определении  коэффициента вытеснения нефти водой  и другими агентами образцы и  модели пластов подбирают по литологическим и фильтрационным свойствам, а характер смачиваемости их поверхности вообще не учитывается. Нередко при этом изучают образцы, отобранные из обнажении, карьеров или изготовленные искусственно. Такой методический подход может привести к неправильным выводам, поскольку моделирование пород по фильтрационно-емкостным свойствам может не отражать объект изучения по смачиваемости, которая в свою очередь контролирует распределение остаточной воды и нефти в коллекторе, определяет эффективность и особенности разработки нефтяных месторождений при заводнении.

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. 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.

Таким образом, по результатам  исследований можно сделать следующие  выводы:

разработана новая методика определения смачиваемости поверхности пород в дифференциальном и интегральном видах, на основе которой породы подразделяются на гидрофильные, гидрофобные, с нейтральной и неоднородной смачиваемостью;

предположение о гомогенном характере смачиваемости поверхности коллекторов справедливо лишь для пород, обладающих нейтральной смачиваемостью. Для гидрофильных и гидрофобных, а также пород с неоднородной смачиваемостью справедлива гетерогенная модель смачивания, что подтверждено экспериментальным путем;

смачиваемость поверхности  пород-коллекторов оказывает существенное влияние на особенности фильтрации пластовых флюидов. Ее необходимо учитывать  при проектировании систем разработки месторождений, оценке эффективности  вытеснения нефти различными агентами на моделях пластов.

 

2. Смачиваемость поверхности твердой фазы. Гидрофильные и гидрофобные поверхности

 

Ранее предполагалось, что  поверхность твердой фазы полностью  гидрофильна, т.е. хорошо или полностью  смачивается водой. В этом случае пленка воды равномерно покрывает поверхность, все активные центра поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами. Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается. В пределах этих «островов» отсутствует пленка воды, а нефть и газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.